СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2005 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для контроля за разработкой многопластовой залежи, пласты которой по ряду скважин эксплуатируются совместно.

Известен способ определения нефтеотдающих пластов путем использования дебитомеров /1/.

Этот способ недостаточно эффективен при высокой обводненности добываемой жидкости и значительно ограничен механизацией добычи, затрудняющей проведение спускоподъемных операций в скважине.

Известны также ряд способов, предназначенных для определения нефтеотдающих пластов, которые предусматривают отбор поверхностных проб нефти и использование различных характеристик нефти в качестве контролирующих признаков /2-6/.

Однако эти способы не учитывают изменения глубины пласта в добывающей скважине и малоэффективны для условий многопластовой залежи сложного строения со значительными изменениями исследуемых пластов по глубине залегания. Кроме того, они не содержат надежного и легко определяемого критерия для распознавания нефтей из других залежей.

Известно использование метода электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) для количественных измерений в нефти содержания 4-х валентного ванадия и содержания свободных стабильных радикалов. Применительно к контролю за разработкой нефтяных месторождений подобные измерения отличаются высокой производительностью и чувствительностью, возможностью непосредственного анализа пробы нефти в исходном состоянии.

Известен способ определения перетоков пластовой жидкости в добывающую скважину /7/, предусматривающий отбор поверхностных проб нефти из пластов и добывающей скважины, определение признака V посредством измерения сигнала парамагнетизма нефти, обусловленного содержанием 4-х валентного ванадия, после чего определяют переток нефти из неперфорированного пласта на основании сопоставления значений признака V нефти из пластов и добывающей скважины.

Известный способ не учитывает изменения глубины залегания добываемой нефти на величину признака V, что обуславливает погрешность определения, а также допускает возможность ошибочных определений в случае непредвиденного притока нефти из других залежей.

Наиболее близким к предлагаемому решению по технической сущности является способ контроля за разработкой многопластовой нефтяной залежи /8/, предусматривающий отбор поверхностных проб из пластов и нефтедобывающей скважины, определение признаков V и R посредством измерения сигналов парамагнетизма нефти, обусловленных содержанием 4-х валентного ванадия и свободных стабильных радикалов соответственно, определение признака θ посредством отношения V/R, после чего по одному признаку, более контрастному из указанных, определяют нефтеотдающий пласт путем сопоставления значений выбранного признака для нефтей из пластов и добывающей скважины.

Известный способ не обосновывает назначение каждого из признаков при их комплексном использовании на случай, когда в процессе определения нефтеотдающего пласта эксплуатируемой залежи возможно непредсказуемое поступление нефти из другой залежи, искажающее результат определения.

Известный способ не учитывает изменения глубины залегания добываемой нефти на величину парамагнетизма нефти, что обуславливает погрешность определения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности контроля, его надежности и информативности, а также снижение трудоемкости операций по определению нефтеотдающих пластов в скважине.

Технический результат достигается тем, что в способе контроля за разработкой многопластовой нефтяной залежи, включающем отбор проб, определение признаков V и R посредством измерения сигналов парамагнетизма нефти, обусловленных содержанием 4-х валентного ванадия и свободных стабильных радикалов соответственно, использование значения признака θ=V/R для выявления принадлежности нефти к эксплуатируемой залежи и применение одного из указанных признаков V и R в качестве контролирующего для выявления нефтеотдающего пласта, отбор проб производят на поверхности из опорных скважин, для которых осуществляют привязку интервалов по глубине от уровня моря, получают для каждой пробы базовые значения признаков V и R и относят их к соответствующим опорным скважинам, определяют значения признака θ, характерные для эксплуатируемой залежи, выбирают из признаков V и R контролирующий признак, находят его зависимость от глубины залегания нефти, посредством которой определяют ожидаемое значение контролирующего признака для каждого пласта в исследуемой скважине, осуществляют отбор пробы нефти с устья исследуемой скважины, проверяют принадлежность нефти к эксплуатируемой залежи путем сравнения значения признака θ с характерным значением для этой залежи, при этом в случае обнаружения влияния другой залежи исследование скважины возобновляют после устранения влияния, начиная с отбора пробы с устья, сравнивают значение контролирующего признака с ожидаемым значением и определяют нефтеотдающий пласт или оценивают участие пластов в совместном притоке нефти в исследуемой скважине.

Предлагаемый способ контроля за разработкой многопластовой залежи (включая случаи непредвиденного поступления нефтей из других объектов) предусматривает совместное использование двух контролирующих признаков. В качестве первого используют признак 9 для надежного определения состояния нефтедобычи, когда нефть в скважину поступает только из эксплуатируемой залежи. В качестве второго используют признак V, по которому непосредственно определяют нефтеотдающие пласты.

Сущность изобретения заключается в следующем.

1. Повышение стабильности определения нефтеотдающих пластов достигается за счет использования в качестве контролирующих признаков сигнала парамагнетизма нефти, обусловленного содержанием 4-х валентного ванадия (признак V) или свободных стабильных радикалов (признак R) соответственно, кинетически независимых частиц, характеризующихся наличием неспаренных электронов, причем стабильных, долгоживущих за счет делокализации неспаренного электрона и малой доступности атома, вследствие экранирования его соседними атомами. Указанные компоненты практически полностью сконцентрированы в асфальтенах, являющихся устойчивой фракцией нефти /9/. Это, в свою очередь, определяет устойчивость признаков V и R к различным факторам в пластовых и поверхностных условиях, в том числе и к окислению нефти. Для нефтей из одной и той же залежи имеет место пропорциональное изменение признаков V и R, например, вследствие изменения глубины залегания нефти. Выбор одного из них в качестве рабочего для определения нефтеотдающих пластов зависит от погрешности измерения сигналов парамагнетизма. В случаях пониженной концентрации асфальтенов в нефти предпочтительнее использование признака R. Оба признака достаточно контрастны. Например, по нашим наблюдениям, на Ромашкиском месторождении нефти верхних и нижних пластов горизонта Д₁ (одна залежь) отличаются по признаку V в 2,5-3 раза, что достаточно для определения притоков нефти из промежуточных пластов.

2. Надежность обнаружения в добывающей скважине нефти из другой залежи достигается путем использования признака θ, значение которого является индивидуальной характеристикой нефти отдельной залежи и связано с процессами ее образования. Как правило, нефти из одной залежи характеризуются сопоставимыми значениями признака θ, тогда как нефти из разных залежей могут отличаться по этому признаку в несколько раз. Например, по нашим наблюдениям, на Ромашкинском месторождении нефти из залежей Д₁, Д₀ (верхний девон) и из отложений нижнего карбона характеризуются значениями признака θ соответственно 0,50-0,60; 0,29-0,31; 2,40-2,60.

3. Перед измерением пробы нефти не требуется каких-либо изменений ее исходного состояния. Сигналы парамагнетизма, по которым определяются все контролирующие признаки, регистрируются одним измерением. Время измерения пробы не превышает 5 минут, требуемый объем нефти не более 2 мл. Возможно использование ЭПР-спектрометров разных типов, например РЭ-1306, ЭПА-2 м и др.

Сравнение предлагаемого решения с известными техническими решениями показывает, что оно обладает новой совокупностью существенных признаков, которые позволяют успешно реализовать поставленную цель.

Сущность предлагаемого технического решения будет понятна из следующего описания.

Алгоритм работы способа контроля за разработкой многопластовой нефтяной залежи представляет собой последовательность выполнения следующих операций, а именно:

На участке расположения исследуемой скважины по имеющимся геолого-промысловым сведениям выбираются опорные скважины, для которых возможна привязка нефтеотдающих интервалов по глубине (от уровня моря). Осуществляют отбор поверхностных проб нефти с опорных скважин. Выполняют анализ проб методом ЭПР-спектроскопии, измеряют сигналы 4-х валентного ванадия и свободных стабильных радикалов. Нормируют измеренные сигналы по эталону, в качестве которого используют образец нефти, и получают для каждой пробы значения двух признаков, соответственно признака V и признака R. Вычисляют отношение значений указанных признаков и получают значение признака θ. Полученные значения относят к соответствующим опорным скважинам и используют в качестве базовых значений при повторных исследованиях. Далее, выбирают один из признаков (V или R) в качестве рабочего для определения нефтеотдающих пластов, например признак V. Находят зависимость признака V от глубины залегания нефти. Если на участке исследования находятся другие залежи нефти, то для каждой определяют значение признака θ. Используя найденную зависимость, находят для каждого пласта исследуемой скважины ожидаемое значение признака V. С устья исследуемой скважины отбирают пробу нефти и измеряют значения признака V и признака θ. Сравнивают значение признака θ со значением, характерным для эксплуатируемой залежи. Если влияние другой залежи по признаку θ установлено, то исследование скважины прекращают и возобновляют после устранения влияния, начиная с повторного отбора пробы. Если же на основании признака θ нефть поступает только из эксплуатируемой залежи, то сравнивают измеренное значение признака V с ожидаемыми значениями для пластов исследуемой скважины. Пласт, для которого имеет место сопоставимость значений, считается нефтеотдающим. Если в скважине перфорированы два пласта и измеренное значение признака V для этих пластов является промежуточным между ожидаемыми значениями для этих пластов, то оценивают участие каждого пласта в совместном притоке нефти, для чего используют выражения:

q₁=(V_x-V₁)/(V₂-V₁);

q₂=1-q₁,

где q₁, q₂ - доли притока нефти соответственно для 1-го и 2-го пластов;

V₁, V₂ - ожидаемые значения признака соответственно для 1-го и 2-го пластов;

V_x - измеренное значение признака.

Если в скважине перфорированы более двух пластов и измеренное значение V_x совпадает с ожидаемым для самого верхнего пласта или для самого нижнего пласта, то этот пласт считается как нефтеотдающий.

Пример.

Исследуемая скважина 20465 находится на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения и эксплуатирует многопластовую залежь (горизонт Д₁) в отложениях верхнего девона. Выше находятся залежь в кыновских отложениях и залежь в отложениях нижнего карбона. Поступление нефти в скважину из двух верхних залежей полностью не исключено. В скважине перфорированы пласт "а" (глубина средней отметки от уровня моря 1466 м) и пласт "в" (1477 м). Из окружающих выбрали 10 опорных скважин, с них отобраны поверхностные пробы нефти. Пробы измерили на спектрометре типа ЭПА-2 м и получили значения признаков V, R и θ. Для определения нефтеотдающих пластов выбрали признак V. Нашли зависимость признака V от глубины залегания нефти, которая имеет вид:

V=0,020 Н-28,73,

где Н - глубина залегания нефтеотдающего пласта от уровня моря, м;

V - значение признака, соответствующее глубине Н.

Используя полученную зависимость, рассчитали ожидаемые значения признака V для пластов "а" и "в" в точках их пересечения исследуемой скважиной. Они оказались равными: для пласта "а" - 0,59; для пласта "в" - 0,81.

Для всех залежей по группам скважин на участке исследования определили значения признака θ, которые оказались в следующих границах: 0,53-0,60 (для нефти из горизонта Д₁), 0,29-0,31 (для нефти из кыновских отложений), 2,40-2,60 (для нефти из отложений нижнего карбона).

Скважина исследовалась с 1987 г по 2003 г. При каждом исследовании с устья отбиралась одна проба нефти, измерялись значения признака V(V_x) и значения признака θ(θ_х). Результаты измерений приведены в таблице.

Таблица:ПризнакЗначения признаков (по годам исследования)1987199219952003θ_х0,560,530,590,55V_x0,770,560,760,78

Судя по измеренным значениям признака θ, нефть в скважину при всех исследованиях поступала только из эксплуатируемой залежи - горизонта Д₁. Из сопоставления измеренных значений признака V с его ожидаемыми значениями для пласта "а" (0,59) и для пласта "в" (0,81) следует, что в 1992 г. на время отбора пробы, нефтеотдающим являлся пласт "а".

В остальных случаях нефть поступала только из пласта "в".

Анализ таблицы показывает также устойчивость признака θ в течение длительного времени - 16 лет. Это же можно отметить и для признака V, если не учитывать его изменения в 1992 г. по причине смены нефтеотдающего пласта.

Технико-экономический эффект изобретения создается за счет обеспечения надежности, информативности и снижения трудоемкости определений нефтеотдающих пластов в добывающей скважине вне зависимости от расчлененности разреза залежи и выдержанности продуктивных пластов.

Источники информации.

1. В.М.Муравьев. 1973. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Москва, Недра, стр.216-225.

2. АС SU №972073, МПК Е 21 В 47/10 от 25.09.80. Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин.

3. АС SU №715781, МПК Е 21 В 47/10 от 09.11.77. Способ определения относительных дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов.

4. АС SU №939746, МПК Е 21 В 47/10 от 29.12.80. Способ определения относительных дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов.

5. Патент RU №2052094, МПК Е 21 В 47/10 от 12.11.93. Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов.

6. Патент RU №2172403, МПК Е 21 В 47/10 от 10.01.00. Способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов.

7. АС SU №1199923, МПК Е 21 В 47/10 от 28.06.84. Способ определения перетоков пластовых жидкостей в добывающей скважине.

8. Нефтяное хозяйство. 1985, №5, стр.56-59. В.М.Арбузов, И.Г.Жувагин. Применение элементного анализа и ЭП-спектроскопии добываемых нефтей для контроля за разработкой месторождений.

9. Геология нефти и газа, 1978, №8, стр.49-54. Ф.Г.Унгер, К.С.Яруллин, Э.И.Триф. Содержание ванадия и асфальтенов в нефтях Башкирии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для контроля за разработкой многопластовой залежи, пласты которой по ряду скважин эксплуатируются совместно. В способе осуществляют поверхностный отбор проб из опорных скважин, для которых осуществляют привязку интервалов по глубине от уровня моря. Измеряют сигналы парамагнетизма нефти, обусловленные содержанием в пробах 4-х валентного ванадия и свободных стабильных радикалов для получения признаков V и R соответственно. Для каждой пробы получают базовые значения признаков V и R и относят их к соответствующим опорным скважинам. Определяют значения признака θ= V/R, характерные для эксплуатируемой залежи. Далее используют один из признаков V и R в качестве контролирующего, для чего находят его зависимость от глубины залегания нефти, по которой определяют ожидаемое значение контролирующего признака для каждого пласта в исследуемой скважине. При контроле осуществляют отбор пробы нефти с устья исследуемой скважины и проверяют принадлежность нефти к эксплуатируемой залежи путем сравнения значения признака θ с характерными значениями для этой залежи, при этом при обнаружении влияния другой залежи устраняют указанное влияние и возобновляют исследование скважины, начиная с отбора пробы с устья. Сравнивают значение контролирующего признака с ожидаемым значением и по результату сравнения определяют нефтеотдающий пласт или оценивают участие пластов в совместном притоке нефти в исследуемой скважине. Изобретение направлено на повышение оперативности, надежности и информативности контроля и на снижение трудоемкости операций по определению нефтеотдающих пластов. 1 табл.

Способ контроля за разработкой многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор проб, определение признаков V и R посредством измерения сигналов парамагнетизма нефти, обусловленных содержанием 4-валентного ванадия и свободных стабильных радикалов соответственно, использование значения признака θ = V/R для выявления принадлежности нефти к эксплуатируемой залежи и применение одного из указанных признаков V и R в качестве контролирующего для выявления нефтеотдающего пласта, отличающийся тем, что производят отбор проб на поверхности из опорных скважин, для которых осуществляют привязку интервалов по глубине от уровня моря, получают для каждой пробы базовые значения признаков V и R и относят их к соответствующим опорным скважинам, определяют значения признака θ, характерные для эксплуатируемой залежи, выбирают из признаков V и R контролирующий признак, находят его зависимость от глубины залегания нефти, посредством которой определяют ожидаемое значение контролирующего признака для каждого пласта в исследуемой скважине, осуществляют отбор пробы нефти с устья исследуемой скважины, проверяют принадлежность нефти к эксплуатируемой залежи путем сравнения значения признака θ с характерными значениями для этой залежи, при этом при обнаружении влияния другой залежи исследование скважины возобновляют после устранения указанного влияния, начиная с отбора пробы с устья, сравнивают значение контролирующего признака с ожидаемым значением, и определяют нефтеотдающий пласт или оценивают участие пластов в совместном притоке нефти в исследуемой скважине.