СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ЖИДКОФАЗНЫХ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПЛАСТАХ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ДАВЛЕНИЕМ Российский патент 2001 года по МПК E21B47/00 E21B47/10 

Изобретение относится к гидрогеологии, а именно к геофлюидодинамике, и может быть использовано при контроле за разработкой нефтяных и водоносных пластов.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:
известен способ исследования движения нефти в пласте при разработке залежи, заключающийся во введении в пласт через нагнетательные скважины индикатора с носителем (см. а.с. N 1017794 от 11.06.81 по кл. E 21 B 47/00, опубл. в ОБ N 18, 1983). В качестве носителя используют отдельные фракции отобранной из пласта нефти, в качестве индикатора - тритий или фтор.

Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных о динамике жидкофазных процессов, особенно при реализации способа в водонасыщенных коллекторах, так как нефть, обладая своими отличными от воды физико-химическими свойствами, движется в пласте со скоростью, отличной от скорости фильтрации нефти, и только при превышении определенной величины насыщенности. Кроме того, при движении нефти в пласте, сложенного в особенно терригенными коллекторами, происходит изменение фракционного и общего состава нефти в результате взаимодействия с породами;
в качестве прототипа взят способ исследования за движением нефти в пласте при разработке залежи, заключающийся в одновременном закачивании на исследуемой нефтяной залежи вместе с носителем, а именно технической водой, в несколько нагнетательных скважин несколько различных индикаторов, причем в каждую из нагнетательных скважин закачивают один индикатор, а в потоках, выходящих из эксплуатационных скважин раздельно регистрируют содержание всех использованных индикаторов и по времени их прохождения осуществляют контроль за движением нефти в воде (см. Wagner O.R. Journal of petroleum technology, 1977, N 11, p. 1410-1416).

Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных о динамике жидкофазных процессов. Введение индикатора в носителе, в качестве которого используют техническую воду, приводит к нарушению естественной динамики жидкофазных пластовых потоков, а также может приводить в терригенных коллекторах к набуханию глинистых минералов и снижению проницаемости. Кроме того, для регистрации различных индикаторов требуется различная регистрирующая аппаратура (счетчики ионизирующих излучений, установки для химического анализа, фотокалориметры и пр.). Весьма затруднительным является сопоставление результатов, полученных при использовании индикаторов различного типа, так как каждый индикатор характеризуется индивидуальными миграционными параметрами и процессами взаимодействия с жидкостью и породой, обусловливающих индивидуальность потерь и различия скоростей движения индикатора и носителя.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается достоверность исследований за счет выбора свойств индикатора, позволяющих получить адекватную модель, отражающую естественную динамику жидкофазных пластовых потоков в условиях АНПД;
расширяется диапазон применения технологии, т.к. индикатор с заявляемыми свойствами может быть введен с любым жидким носителем.

Технический результат достигается с помощью известного способа исследования, основанного на введении в пласт индикаторов в жидком носителе, каждый из которых закачивают в соответствующую нагнетательную скважину, отборе проб пластового флюида с последующей интерпретацией результатов во времени, в котором получают индикатор каждого цвета в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества со степенью дисперсности, выбираемой из неравенства

где h_ин^max - длина интервала перфорации фильтра наблюдательной скважины, выбранная из условия максимальности из ряда наблюдательных скважин, или мощность пласта, не обсаженного эксплуатационной колонной в наблюдательной скважине, выбранная из условия максимальности из ряда наблюдательных скважин, м;
m - коэффициент открытой пористости, д.ед.;
V_пл - истинная скорость потока подземной жидкости, м/мин;
γ_ж - плотность пластовой жидкости, кг/м³;
d_скв^min - внутренний диаметр наблюдательной скважины, выбранный из условия минимальности из ряда наблюдательных скважин, м;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
Re - число Рейнольдса для подземных жидкостей;
γ_мг - плотность микрогранул индикатора каждого цвета, кг/м³;
d_м - диаметр микрогранул индикатора каждого цвета, м;
d_пор - минимальный размер поровых каналов пород-коллекторов, м;
h_св - толщина слоя связанной жидкости, м,
смешивают с отобранным объемом пластовой жидкости в соотношении об. частей, равном 0,0005 : 0,001 - 1 соответственно, а из множества нагнетательных скважин выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких горизонтах исходя из системы расположения наблюдательных скважин по площади, и в каждую из них закачивают полученную взвесь индикатора одного цвета в пластовой жидкости, определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из каждых наблюдательных скважин, расположенных в одном или нескольких горизонтах, по формуле
t_1j-к = bl_i-к/V_пл + t_всплj,
где t_1j-к - временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, мин;
в - коэффициент, учитывающий макродисперсию в "лобной" части волны индикатора и ошибки определения истинной скорости потока подземной жидкости, д.ед.;
l_j-к - расстояние от середины интервала перфорации к-й центральной нагнетательной скважины до середины интервала перфорации фильтра или середины пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, в j-й наблюдательной скважине, м;
t_вспл.j - время, необходимое для всплытия микрогранул индикатора от нижних дыр интервала перфорации фильтра или подошвы пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, до уровня жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин, равное

где h_j - высота пластовой жидкости в j-й наблюдательной скважине от нижних дыр интервала перфорации фильтра или подошвы пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, j-й наблюдательной скважины, м,
а для каждой наблюдательной скважины определяют частоту отбора проб пластовой жидкости по выражению
Δt_j-к = (4V_з.к/mh_з.кπ)^0,5(6V_пл)^-1+t_вспл.j,
где Δ t_j-к - временной интервал, через который отбирают каждую последующую пробу после первой, с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, мин;
V_з.к - объем закачки индикатора к-го цвета в к-ю центральную нагнетательную скважину, м³;
h_з.к - длина интервала перфорации в к-й центральной нагнетательной скважине, через которую введен в пласт индикатор к-го цвета, м,
а время окончания отбора проб для каждой наблюдательной скважины находят по формуле
t_Σj-к = в′l_j-к/V_пл+t_вспл.j+(4V_з.кπ)^0,5V-1пл

,
где t_Σj-к - время окончания отбора проб для j-той наблюдательной скважины, мин;
в' - коэффициент, учитывающий макродисперсию в "хвостовой" части волны концентрации индикатора и ошибки определения истинной скорости потока подземных жидкостей, д.ед.,
причем в каждой отобранной пробе определяют концентрацию индикатора каждого цвета, находят соответствующую ей концентрацию аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта, по формуле

где C_ij(t_ij-к) - концентрация в призабойной зоне индикатора к-го цвета в i-й пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³, причем t_ij-к определяют из выражения,
где C_ij(t_ij-к) - концентрация в призабойной зоне индикатора к-го цвета в i-й пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³, причем t_ij-к определяют из выражения
t_ij-к = t*i_j-к-t_вспл.j,
где t_ij-к - время поступления индикатора к-го цвета в призабойную зону, соответствующее времени отбора i-й пробы с уровня скважинной жидкости j-й наблюдательной скважины, мин;
t*i_j-к - время отбора i-й пробы с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин;
h_уст - высота устройства для отбора проб скважинной жидкости с уровня j-й наблюдательной скважины, м;
C*i_j-к(t*i_j-к) - концентрация индикатора к-го цвета в i-й пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³;
C*i_-lj-к(t*i_-lj-к) - концентрация индикатора к-го цвета в i-1-й (предыдущей) пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³;
d_уст - внутренний диаметр устройства для отбора проб скважинной жидкости с уровня j-й наблюдательной скважины, м;
V*п_лj-к - истинная скорость потока пластовой жидкости по направлению от к-й нагнетательной скважины к j-й наблюдательной скважине, м/мин, определяемая из выражения
V*п_лj-к = l_j-кm^-1(t_l*i_j-к-t_вспл.j)^-1
где t*l_ij-к - время отбора первой пробы с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважины, в которой C*i_j-к(t*i_j-к) ≠ 0, мин;
h_ин.j - длина интервала перфорации фильтра или мощность пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной j-й наблюдательной скважины, м;
t*i_-lj-к - время отбора i-1-й (предыдущей) пробы, отобранной с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин,
и далее по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков.

В индикаторе голубого цвета используют органическое люминесцентное вещество на основе диксантилена, общей формулы C₂₆H₁₆O₂ по ТУ 6-09-1964-77, в индикаторе зеленого цвета - флуоресцеин (резорцинфталеин), общей формулы C₂₀H₁₂O₅ по ТУ 6-09-2464-77 (ТУ 7П-35-72), в индикаторе желтого цвета - родамин Ж по ТУ 6-09-2463-77, в индикаторе красного цвета - родамин 200В, общей формулы C₂₇H₂₉N₂NaO₇S₂, по ТУ 6-09-07-67-73. В качестве поликонденсационной смолы используют меламино-формальдегидную смолу: мелалит К-79-79 (ВТУ МХП М-733-56) или меламино-мочевино-формальдегидную смолу марки ВЭИ-11 (ВТУ 4107-53 и ТУ МХП М-692-56).

Известны способы исследования скважин, заключающиеся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флуоресцеина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста (см. Ферронский В.И. и др. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологии и гидрологии. - М.: Атомиздат, 1977, с. 168; а.с. N 987554 от 28.07.81 по кл. G 01 V 9/00, опубл. в ОБ N 1, 1983), представляют определенный интерес технические решения, указанные в а.с. N 1639123, опубл. 28.02.94 и N 1473405 опубл. 30.01.94. По имеющимся источникам информации (патентной документации и научно-технической литературы) не выявлены способы исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением по заявляемому нами техническому результату, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения. Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.

Использование нескольких цветов индикатора позволяет одновременно проводить закачивание индикатора в разные скважины и однозначно определять в количественном выражении, из какой центральной нагнетательной скважины мигрировал индикатор. Использование индикатора только одного цвета невозможно (бесперспективно), т. к. приводит к неоднозначности конечных интерпретационных результатов. Закачивание индикатора одного цвета в каждую центральную нагнетательную скважину обусловлено наибольшим охватом фонда исследуемых скважин, что позволяет получить в конечном итоге более адекватную площадную картину жидкофазных миграционных процессов в пласте с аномально низким давлением.

Наблюдательная скважина выполняет роль не только места отбора проб жидкости, но и "ловушки" для тонкодисперсного индикатора, состоящего из микрогранул заданного цвета. При миграции в пласте-коллекторе индикатор согласно уравнению Чена (см. Монин А.С., Яглом А.М. Статистическая гидромеханика. Механика турбулентности. - М.: Недра, 1965, - 639 с.) находится в седиментационной устойчивости, хотя и характеризуется меньшей плотностью микрогранул по сравнению с пластовой жидкостью. Это обеспечивается микропульсациями как во времени, так и в пространстве скорости подземного потока. При пересечении подземным потоком ствола скважины его скорость резко уменьшается (в раз) за счет увеличения эффективного сечения фильтрации и затухают микропульсации скорости. В таких условиях индикатор становится седиментационно неустойчивым и за счет меньшей плотности и незначительного диаметра микрогранулы всплывают вверх, накапливаясь на уровне жидкости.

Степень дисперсности микрогранул индикатора подбирают таким образом, чтобы время всплывания микрогранулы в интервале перфорации фильтра наблюдательной скважины или в интервале пласта, не обсаженного эксплуатационной колонной, t_вспл^max, определяемое по уравнению Стокса, было меньше или равно времени, необходимого для пересечения подземным потоком жидкости ствола скважины, t_пп, т.е.

t_вспл^max ≅ t_пп или

При получении микрогранул индикатора по размерам более установленной максимальной нормы часть индикатора уйдет вместе с потоком пластовой жидкости из ствола наблюдательной скважины, что приведет к искажению значений исследования.

При получении микрогранул индикатора по размерам менее установленной минимальной нормы возможно достижение технического результата (т.е. осуществляется полное всплытие микрогранул), но на получение микрогранул индикатора производятся дополнительные энергетические и временные затраты, что экономически нецелесообразно.

Поликонденсационная смола, являющаяся основной составляющей частью микрогранул индикатора характеризуется инертностью по отношению к пластовым жидкостям (вода, нефть, конденсат) и породам, т.е. не вступает с ними в реакции, которые могут повлечь изменение его свойств.

Смешение индикатора с пластовой жидкостью в соотношении об. частей, равном 0,0004: 1, нецелесообразно ввиду получения большой степени разбавления, что приведет к нечувствительности способа.

Смешение индикатора с пластовой жидкостью в соотношении об. частей, равном 0,002 - 1, приведет к коагулированию микрогранул, их агломерации и выпадению в осадок с потерей степени дисперсности.

Время начала отбора первой пробы характеризует минимальный временной интервал, через который может подойти "лобная" часть концентрационной волны индикатора. При выборе временного интервала меньше чем по предлагаемой расчетной формуле получают заведомо "нулевые" значения концентрации индикатора. В приведенных примерах реализации способа получение "нулевых" концентраций индикатора в первых пробах говорит о вариации по площади скорости миграции пластовых жидкостей и не влияет на универсальность этой формулы.

Частота отбора проб пластовой жидкости определяется по выражению, которое учитывает длину концентрационной волны индикатора и удовлетворяет неравенству Котельникова (см. Канасевич Э.Р. Анализ временных последовательностей в геофизике. - М.: Недра, 1985, - 300 с.) о количестве точек на концентрационной волне, необходимых для достаточного ее описания. Определенная таким образом частота отбора проб пластовой жидкости обеспечивает оптимальность исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением.

При частоте отбора проб, меньшей предлагаемой расчетной, получают неполное описание концентрационной волны с потерей одной из ее частей, что приведет к искажению полученных значений емкостно-фильтрационных свойств. Частота отбора проб, большая предлагаемой расчетной, экономически нецелесообразна.

Представленная формула определения времени отбора проб полностью характеризует концентрационную волну индикатора, регистрируемую в каждой наблюдательной скважине. Максимальные запредельные значения от расчетной величины только приведут к получению "нулевых" результатов.

Пересчет концентрации аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта, через концентрацию, определенную в пробе жидкости, отобранной с уровня j-й наблюдательной скважины, позволяет повысить достоверность исследований за счет того, что:
- в подземный поток жидкости в пласте с аномально низким пластовым давлением не вносится искажение, обусловленное наличием устройства для отбора проб жидкости в интервале перфорации фильтра или мощности пласта, не обсаженного эксплуатационной колонной;
- не допускается пропуск прохождения концентрационной волны (или ее части) через поперечное сечение ствола скважины, что особенно актуально для глубоких скважин с высоким столбом жидкости в стволе, так как в таких условиях затрачивается значительное время на спуск устройства для отбора проб жидкости в зону перфорации и последующий его подъем;
- так как наблюдательная скважина используется как "ловушка" для данного вида индикатора, то способ применим при больших значениях разбавления (до 10¹³ раз) стартовых порций, т.е. по своей чувствительности он приближается к способам, в которых в качестве индикатора используют радиоактивные элементы.

За отрезок времени между ближайшими отборами проб через j-й наблюдательной скважины на момент времени t_ij-к пройдет объем пластовой жидкости, равный

где Q_пл - объем пластовой жидкости, прошедшей через ствол j-й наблюдательной скважины за отрезок времени между ближайшими отборами проб, м³;
S_ф - фактическая площадь половины поверхности скважины в интервале перфорации фильтра или в интервале пласта, не обсаженного эксплуатационной колонны, м²,
из которого выделяется индикатор, количество которого составит

где M_ij-к - количество индикатора, выделившегося из Q_пл, микрогранулы.

За этот же отрезок времени на момент времени t*i

_j-к = t_ij-к+t_всплj на уровне скважинной жидкости общее количество индикатора изменится на величину

Приравняв два последних равенства, найдем концентрацию индикатора, C_ij, в подземном потоке на момент времени t_ij-к

В окончательном виде, учтя, что


получим формулу (1).

Определение емкостно-фильтрационных параметров осуществляют согласно известным методам обработки результатов индикаторных исследований жидкофазных динамических процессов в пластах (см., например, Луклер Л., Шестаков В.М. Моделирование миграции подземных вод. - М.: Недра, 1986, - 208 с.).

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.

Пример
1. Приготовление микрогранул индикатора
Поликонденсационную смолу: меламиноформальдегидную смолу или меламиномочевиноформальдегидную (действие в составе идентичное) смешивают с ацетоном и органическим люминесцирующим веществом: флуоресцеином (индикатором зеленого цвета) или родамином B (индикатором красного цвета, можно осуществить смешивание и с др. индикаторами: голубого и желтого цветов. Действие индикаторов к-ых цветов по заявляемой технологии идентичное) в соотношении мас. ч. , равном 1 : 1 : 0,1 соответственно, до образования однородной массы, которая отверждается в течение 24 часов. Полученную твердую массу измельчают на шаровой мельнице (LE-101,1 Венгрия) и просеивают до фракции не более 2 мм. Порошок смешивают с растворами аммиака и анионогенного поверхностно-активного вещества марки "Кристалл" в соотношении мас. ч., равном 1 : 0,6 : 0,05 соответственно. Далее производят помол на шаровой мельнице (LE-101,1 Венгрия) до рассчитанной степени дисперсности (о чем см. далее).

На фиг. 1 представлен график зависимости дисперсности микрогранул индикатора от времени помола, аппроксимирующийся выражением
t_пом = -5,7998ln(d_мг) - 35,853,
где t_пом - время помола поликонденсационной смолы в шаровой мельнице, необходимое для достижения дисперсности микрогранул (d_мг), ч.

Осредненная плотность микрогранул индикатора, γ_мг, - 800 кг/м³. Форма микрогранул близка к сферической.

2. Исследование жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением
Исследования проведены на Совхозной площади Оренбургской области в надпродуктивной толще (терригенной толще пород, залегающей над подземным хранилищем газа) во II и IV пластах.

Породы-коллекторы II и IV пластов представлены песками;
коэффициент открытой пористости, m, 0,15;
пластовые воды, относящиеся к хлоридно-натриевому типу, имеют плотность, γ_ж, кг/м³, 1008;
истинная скорость потоков подземных вод, V_пл (по данным гидродинамических исследований), м/мин, 0,006; м/с, 0,0001;
минимальный размер поровых каналов песков II и IV пластов, d_пор (по результатам анализа керна), мкм, 15;
толщина слоя связанной воды, h_св, мкм, 0,25;
максимальная длина интервала перфорации фильтра или мощность пласта, необсаженного эксплуатационной колонной, наблюдательных скважин, h_ин^max, м, 15;
минимальный внутренний диаметр наблюдательных скважин, d_скв^min, мм, 152.

Для данных условий диаметр микрогранул индикатора любого цвета выбирают из неравенства

3,2·10^-6 < d_мг < 14,5·10^-6
и готовят индикатор, диаметр микрогранул которого составляет 5·10^-6 м.

Для чего осуществляют помол в течение времени, равного
t_пом = -5,7998(5·10^-6)-35,853 = 34,99 35 ч
Далее суспензию индикатора в количестве 0,007 м³ смешивают с 7 м³ пластовой воды, осуществляя соотношение об. ч. , равное 0,001 - 1 соответственно.

Исходя из системы расположения наблюдательных скважин по площади - четырехточечная неравномерная, выбирают из множества нагнетательных скважин две центральные нагнетательные скважины, расположенные в двух горизонтах: скважина N 2К - пласт II (см. фиг. 2, на которой представлена схема расположения центральной нагнетательной и наблюдательных скважин, а также схема направлений движения жидкофазных потоков по площади II пласта) и скважина N 7КР - пласт IV (см. фиг. 3, на которой представлена схема расположения центральной нагнетательной и наблюдательных скважин, а также схема направлений движения жидкофазных потоков по площади IV пласта).

При помощи цементосмесительного агрегата ЦА-320М закачивают полученную взвесь индикатора красного цвета (родамин 200B, шифр цвета, k-1) с пластовой жидкостью, объемом 7,007 м³ через центральную нагнетательную скважину N 2К (интервал перфорации 84-91 м) во II пласт. Стартовая концентрация индикатора составляет 10¹³ микрогранул/м³.

При помощи ЦА-320М закачивают полученную взвесь индикатора зеленого цвета (флуоресцеин, шифр цвета, k-2) с пластовой жидкостью, объемом 7,007 м³ через центральную нагнетательную скважину N 7КР (интервал перфорации 420-427 м) в IV пласт. Стартовая концентрация индикатора составляет 10¹³ микрогранул/м³.

Пробы воды отбирают с уровня скважинной жидкости желонкой ГГП-20 из наблюдательных скважин: скважины N 1, 2, 3, 4 - пласт II, скважины N 5, 6, 7, 8 - пласт IV.

Для удобства, сведения и расчетные данные по каждой наблюдательной скважине 2-х пластов представлены в таблице N 1.

Иллюстрация конкретных расчетов по скважине N 1.

Определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости

Первый отбор пробы воды с уровня в скважине осуществляют через 4664 мин после запуска взвеси индикатора красного цвета в скважину N 2K.

Определяют частоту отбора проб пластовой жидкости

Отбор каждой последующей пробы воды с уровня скважинной жидкости осуществляют через каждые 578 мин.

Определяют время окончания отбора проб воды с уровня скважинной жидкости

Последняя проба воды с уровня скважинной жидкости будет отобрана через 15149 мин после запуска индикатора красного цвета в скважину N 2K.

В отобранных пробах воды определяют содержание индикатора, фильтруя пробу через мелкопористый фильтр "Владипор" с диаметром пор 0,4 мкм. На мелкопористом фильтре проводят количественное определение микрогранул индикатора каждого цвета с помощью люминесцентного микроскопа "Люмам-Р2".

Идентификацию индикатора проводят по пяти параметрам: 1) цвету микрогранул, 2) форме микрогранул, 3) характеру поверхности микрогранул, 4) интенсивности свечения, 5) размеру микрогранул. В наиболее сложных случаях применяют количественную флюориметрию, реализуемую с помощью люминесцентно-микроскопической посадки ФМЭЛ-1А, при этом в качестве спектроанализатора используют фотомножитель ФЭУ-79 с набором светофильтров СС 15, КС 11, ОС 11, НС 10, ЗС 12, ЗС 1, УФС 6-3, УФС 6-5, ФС 1-1, ФС 1-2, ФС 1-4, ФС 1-6, СС 15-2, СС 15-4, СЗС 24-4, СЗС 21-2. В качестве источника ультрафиолетового излучения используют ртутную лампу СВДШ-250.

В скважине N 1 было отобрано 20 проб воды с уровня скважинной жидкости. Результаты определения в этих пробах индикатора красного цвета представлены в таблице N 2.

По величинам концентраций индикатора красного цвета в пробах воды, отобранных с уровня скважинной жидкости, были определены соответствующие им концентрации аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта. Для удобства, сведения о концентрации индикатора красного цвета, поступившего в призабойную зону скважины N 1, также представлены в таблице N 2 и на фиг. 4 (на фиг. 4 показан график изменения концентрации индикатора красного цвета в пластовых условиях в призабойной зоне наблюдательной скважины N 1 от времени). Коэффициент разбавления равен 1,02·10⁹. Исследования скважин N 2, 3, 4 показали отсутствие индикатора красного цвета за расчетное время во всех пробах, отобранных с уровня скважинной жидкости.

Иллюстрация конкретных расчетов по скважине N 7.

Определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости.

Первый отбор пробы воды с уровня в скважине осуществляют через 8177 мин после запуска взвеси индикатора зеленого цвета в скважину N 7КР.

Определяют частоту отбора проб пластовой жидкости

Отбор каждой последующей пробы воды с уровня скважинной жидкости осуществляют через каждые 1175 мин.

Определяют время окончания отбора проб воды с уровня скважинной жидкости

Последняя проба воды с уровня скважинной жидкости будет отобрана через 25663 мин после запуска индикатора зеленого цвета в скважину N 7КР.

В скважине N 7 было отобрано 14 проб воды с уровня скважинной жидкости.

Результаты определения в этих пробах индикатора зеленого цвета представлены в таблице N 3. По величинам концентраций индикатора зеленого цвета в пробах воды, отобранных с уровня, были определены соответствующие им концентрации аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта скважины N 7 (см. также таблицу N 3). Коэффициент разбавления равен 1,46·10⁹. Исследования скважин N 5, 6, 8 показали отсутствие индикатора зеленого цвета за расчетное время во всех пробах, отобранных с уровня скважинной жидкости.

Межпластовые жидкофазные динамические процессы
Иллюстрация конкретных расчетов по скважине N 7
Определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости второй серии отбора проб воды для анализа индикатора красного цвета

Первый отбор пробы воды с уровня в скважине осуществляют через 39760 мин после запуска взвеси индикатора красного цвета в скважину N 2К.

Определяют частоту отбора проб пластовой жидкости

Отбор каждой последующей пробы воды с уровня скважинной жидкости осуществляют через каждые 1175 мин.

Определяют время окончания отбора проб воды с уровня скважинной жидкости.

Последняя проба (вторая серия) воды с уровня скважинной жидкости будет отобрана через 133046 мин после запуска индикатора красного цвета в скважину N 2К.

В скважине было отобрано 80 проб воды с уровня скважинной жидкости.

На фиг. 5 представлен график зависимости концентрации индикатора красного цвета в пробах, отобранных с уровня скважинной жидкости, скважины N 7 от времени с момента его запуска в скважину N 2К. По величинам концентраций индикатора красного цвета в пробах воды, отобранных с уровня, были определены соответствующие им концентрации аналогичного индикатора (красного цвета), ранее поступившего в призабойную зону пласта скважины N 7.

На фиг. 6 представлен график зависимости концентрации индикатора красного цвета в пластовых условиях в призабойной зоне скважины N 7 от времени с момента его запуска в скважину N 2К. Коэффициент разбавления равен 1,18·10¹¹.

В наблюдательных скважинах N 1, 2, 3, 4, вскрывших II пласт, в пробах воды индикатор зеленого цвета, закачанного в скважину N 7КР в IV пласт, не установлен. Это свидетельствует об отсутствии перетоков воды из IV пласта во II пласт надсолевого комплекса Совхозной площади.

Индикатор красного цвета, закачанный во II пласт через скважину N 2К, был зафиксирован только в пробах воды из наблюдательной скважины N 7, вскрывшей IV пласт. В пробах воды, отобранных с уровня наблюдательных скважин N 5,6,8 (IV пласт), индикатор красного цвета не установлен. Это свидетельствует о межпластовых перетоках из II пласта в IV по направлению от центральной нагнетательной скважины N 2К к наблюдательной скважине N 7, вероятно, по техногенным путям миграции.

Наиболее характерными параметрами емкостно-фильтрационных свойств пластов являются проницаемость и истинная скорость потока подземной жидкости. Для их определения по известной методике (указанной выше в разделе "сущность изобретения") используют всю совокупность значений концентраций индикатора каждого цвета в призабойной зоне в зависимости от времени. По направлению от скважины N 2К к скважине N 1 V*1

_-1 составит 0,006088 м/мин, а средняя проницаемость - 560·10^-15 м²; по направлению от скважины N 7КР к скважине N 7 V*7_-2 составит 0,006014 м/мин, а средняя проницаемость - 426·10^-15 м²; по направлению от скважины N 2К к скважине N 7 V*7_-1 составит 0,005202 м/мин, а средняя проницаемость - 38·10^-15 м².

При разбавлениях, приведенных в примере реализации предложенного способа (~ 10⁹ раз), значительное большинство индикаторов не могут быть зафиксированы в пробах жидкости, что обусловлено пределом чувствительности регистрирующей аппаратуры и методов определения. Большинство индикаторов (представленные в прототипе химическая и биологическая группы) могут быть определены в пробах жидкости при разбавлениях только порядка 10⁶ - 10⁷ раз. Таким образом, известный способ (прототип) исследования жидкофазных потоков в приведенных примерах дал бы "нулевые" C_ij-к (t_ij-к), т.е. неверное заключение об отсутствии потоков между скважинами NN 2К и 1, 7КР и 7, 7КР и 1.

В заявляемом техническом решении наблюдательная скважина используется не только как сооружение, в котором отбирают пробы жидкости, и как "ловушка", но и как "усилитель" сигнала прохождения индикатора в призабойной зоне с коэффициентом усиления, пропорционального величине расхода потока подземной жидкости через ствол скважины.

Устройство для отбора глубинных проб пластовой жидкости из интервала перфорации при реализации известного способа, например глубинный пробоотборник проточного типа ПДМ-3М, вносит возмущение в поток пластовой жидкости, мигрирующий поперек ствола скважины, до 8-10%, что приводит к ошибкам при определении емкостно-фильтрационных параметров пород-коллекторов по данным индикаторных исследований, достигающих 10-15% (см. Акулинчев Б.П. Исследование путей повышения информативности гидрогеологических данных опробования глубоких скважин для прогноза нефтегазоносности и поисков залежей нефти и газа (на примере Предкавказья) /Диссертация на соискание ученой степени к.г. -м.н. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1982, - 152 с.).

Кроме того, пропуски части концентрационной волны индикатора при реализации известного способа обусловлены значительными временными затратами, необходимыми для спуска устройства для отбора пластовой жидкости из интервала перфорации фильтра в скважинах с высоким столбом жидкости в стволе и последующего подъема этого устройства на поверхность, которые могут привести к значительным ошибкам при определении сначала концентраций индикатора в призабойной зоне, а затем и к ошибкам, рассчитанным по их величинам емкостно-фильтрационных параметров пластов-коллекторов. Это в известном способе достигается отбором проб пластовой жидкости на поверхности при проведении непрерывной откачки из наблюдательной скважины, что приводит к нарушению естественных жидкофазных миграционных потоков и ставит проблему утилизации отобранной пластовой жидкости.

Так, например, на фиг. 4 пунктирной линией показана концентрационная волна индикатора, характеризующая реализацию известного способа (без учета влияния устройства для отбора проб жидкости на результаты индикаторных исследований) в конкретных условиях Совхозной площади при использовании в качестве индикатора изотопов водорода и кислорода, которые являются наиболее работоспособными (информативными) при больших разбавлениях, превышающих 10⁶ - 10⁷ раз. Сопоставляя кривые концентрационных волн индикаторов, полученных при реализации предлагаемого и известного способов, можно отметить следующее:
- концентрационная волна индикатора известного способа является менее дифференцированной, для которой характерны смещения и "размыв" максимума этой волны относительно максимума концентрационной волны по предлагаемому способу;
- концентрационная волна индикатора известного способа характеризуется высотой меньше в 22,2 раза высоты концентрационной волны индикатора предлагаемого способа.

Таким образом, определенные емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов по известному способу при реализации в пластах с аномально низким пластовым давлением содержат значительный процент ошибки.

Изобретение относится к гидрогеологии и может быть использовано при контроле за разработкой нефтяных и водоносных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности исследований за счет выбора свойств индикатора. В способе используют индикаторы нескольких цветов. Индикатор каждого цвета получают в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества. Степень дисперсности микрогранул определяют по предложенной формуле. Смешивают индикаторы с отобранным объемом пластовой жидкости в заданном соотношении. Выбирают определенным образом расположенные центральные нагнетательные скважины. В каждую из них закачивают полученную взвесь индикатора одного цвета. По предложенной формуле определяют время, через которое отбирают первую пробу из каждых наблюдательных скважин. Также по предложенным формулам определяют частоту отбора проб пластовой жидкости и время окончания отбора проб. В каждой отобранной пробе определяют концентрацию индикатора каждого цвета. По предложенной формуле соответствующую ей концентрацию аналогичного индикатора, поступившего в призабойную зону пласта. По найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков. 1 з.п.ф-лы, 7 ил., 3 табл.

1. Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением, основанный на введении в пласт индикаторов в жидком носителе, каждый из которых закачивают в соответствующую нагнетательную скважину, отборе проб пластового флюида с последующей интерпретацией результатов во времени, отличающийся тем, что используют индикаторы нескольких цветов, получают индикатор каждого цвета в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества со степенью дисперсности, выбираемой из неравенства

где h_ин^max - длина интервала перфорации фильтра наблюдательной скважины, выбранная из условия максимальности из ряда наблюдательных скважин или мощность пласта, необсаженного эксплуатационной колонной в наблюдательной скважине, выбранная из условия максимальности из ряда наблюдательных скважин, м;
m - коэффициент открытой пористости, д.ед.;
V_пл - истинная скорость потока подземной жидкости, м/мин;
γ_ж - плотность пластовой жидкости, кг/м³;
d_скв^min - внутренний диаметр наблюдательной скважины, выбранный из условия минимальности из ряда наблюдательных скважин, м;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
Re - число Рейнольдса для подземных жидкостей;
γ_мг - плотность микрогранул индикатора каждого цвета, кг/м³;
d_мг - диаметр микрогранул индикатора каждого цвета, м;
d_пор - минимальный размер поровых каналов пород-коллекторов, м;
h_св - толщина слоя связанной жидкости, м,
смешивают с отобранным объемом пластовой жидкости в соотношении об.ч., равном 0,0005 : 0,001 - 1 соответственно, а из множества нагнетательных скважин выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких горизонтах исходя из системы расположения наблюдательных скважин по площади, и в каждую из них закачивают полученную взвесь индикатора одного цвета в пластовой жидкости, определяют временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из каждых наблюдательных скважин, расположенных в одном или нескольких горизонтах, по формуле
t_lj-к = в l_j-к/V_пл + t_вспл.j,
где t_lj-к - временной интервал, через который отбирают первую пробу с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, мин;
в - коэффициент, учитывающий макродисперсию в "лобной" части волны концентрации индикатора и ошибки определения истинной скорости потока подземной жидкости, д.ед;
l_j-к - расстояние от середины интервала перфорации к-й центральной нагнетательной скважины до середины интервала перфорации фильтра или середины пласта-коллектора не обсаженного эксплуатационной колонной, в j-й наблюдательной скважине, м;
t_вспл.j - время, необходимое для всплытия микрогранул индикатора от нижних дыр интервала перфорации фильтра или подошвы пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, до уровня жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин, равное

где h_j - высота пластовой жидкости в j-й наблюдательной скважине от нижних дыр интервала перфорации фильтра или подошвы пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной, j-й наблюдательной скважины, м,
а для каждой наблюдательной скважины определяют частоту отбора проб пластовой жидкости по выражению
Δt_j-k= (4V_з.к/mh_з.кπ)^0,5(6V_пл)^-1+t_вспл.j,
где Δ t_j-к - временной интервал, через который отбирают каждую последующую пробу после первой с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, мин;
V_з.к. - объем закачки индикатора к-го цвета в к-ю центральную нагнетательную скважину, м³;
h_з.к. - длина интервала перфорации в к-й центральной нагнетательной скважине, через которую введен в пласт индикатор к-го цвета, м,
а время окончания отбора проб для каждой наблюдательной скважины находят по формуле

где t_Σj-k - время окончания отбора проб для j-й наблюдательной скважины, мин;
в' - коэффициент, учитывающий макродисперсию в "хвостовой" части волны концентрации индикатора и ошибки определения истинной скорости потока подземных жидкостей, д.ед.,
причем в каждой отобранной пробе определяют концентрацию индикатора каждого цвета, находят соответствующую ей концентрацию аналогичного индикатора, ранее поступившего в призабойную зону пласта, по формуле

где C_ij (t_ij-к) - концентрация в призабойной зоне индикатора к-того цвета в i-й пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы / м³, причем t_ij-к определяют из выражения
t_ij-к= t*i

_j-к-t_вспл.j,
где t_ij-к - время поступления индикатора к-го цвета в призабойную зону, соответствующее времени отбора i-й пробы с уровня скважинной жидкости j-й наблюдательной скважины, мин;
t*i_j-к - время отбора i-й пробы с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин;
h_уст - высота устройства для отбора проб скважинной жидкости с уровня j-й наблюдательной скважины, м;
C*i_j-к(t*i_j-к) - концентрация индикатора к-го цвета в i-й пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³;
C*1_j-к(t*i_1j-к) - концентрация индикатора к-го цвета в i-1-й предыдущей пробе, отобранной с уровня скважинной жидкости из j-й наблюдательной скважины, микрогранулы/м³;
d_уст - внутренний диаметр устройства для отбора проб скважинной жидкости с уровня j-й наблюдательной скважины, м;
V*п_лj-к - истинная скорость потока пластовой жидкости по направлению от к-й нагнетательной скважины к j-й наблюдательной скважине, м/мин, определяемая из выражения
V*п_лj-к= l_j-кm^-1(t*l_ij-к-t_вспл.j)^-1,
где t*l_ij-к - время отбора первой пробы с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважине, в которой C*i_j-к(t*i_j-к) ≠ 0, мин;
h_ин.j - длина интервала перфорации фильтра или мощность пласта-коллектора, не обсаженного эксплуатационной колонной j-й наблюдательной скважины, м;
t*i_-lj-к - время отбора i-1-й предыдущей пробы, отобранной с уровня скважинной жидкости в j-й наблюдательной скважине, мин,
и далее по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в индикаторе голубого цвета используют органическое люминесцирующее вещество на основе диксантилена, в индикаторе зеленого цвета - флуоресцеин, в индикаторе желтого цвета - родамин Ж, в индикаторе красного цвета - родамин 200 В, а в качестве поликонденсационной смолы используют меламиноформальдегидную или меламиномочевиноформальдегидную смолу.