СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2007 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам исследования нефтяных пластов.

Известен способ исследования нефтяных пластов, включающий определение местоположения непроводящих элементов по данным эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин [1].

Недостаток известного способа состоит в том, что он, устанавливая местоположение непроводящих (непроницаемых) элементов нефтяного пласта, позволяет только на качественном уровне по величине коэффициента корреляции характеризовать фильтрационные свойства тех частей нефтяного пласта, где располагаются нагнетательные скважины, взаимодействующие с добывающими скважинами. Такая оценка содержит важную информацию, но по своей структуре не может быть использована в расчетных формулах, составляющих основу проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, для которых требуются точные и достоверные, количественно выраженные данные о фильтрационных и емкостных свойствах нефтяных пластов.

Технический результат, для достижения которого направлено данное техническое решение, заключается в повышении точности и достоверности параметров фильтрационных и емкостных свойств нефтяных пластов с применением количественных оценок.

Указанный результат достигается тем, что в способе исследования нефтяных пластов, включающем определение местоположения непроводящих элементов по данным эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, после определения местоположения непроводящих элементов производят закачку индикатора в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, отбирают пробы в каждой из наблюдательных добывающих скважин, определяют наличие индикатора в пробах, фиксируют время поступления индикатора в каждую из наблюдательных добывающих скважин, строят с учетом выявленных непроводящих элементов нефтяного пласта траекторию движения индикатора, по полученной траектории замеряют длину пути, пройденного индикатором, по пройденному расстоянию и времени движения индикатора определяют скорость движения индикатора, и по полученному значению скорости продвижения индикатора определяют значения таких параметров нефтяного пласта, как проницаемость по воде и объем каналов низкого фильтрационного сопротивления.

Указанный результат достигается также тем, что в способе исследования нефтяных пластов определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта ведут путем выбора участка нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами, сбора для каждой из добывающих скважин данных дебитов нефти, воды, жидкости, а для каждой из нагнетательной скважины - объемов закачки воды за весь период эксплуатации, назначения пар из нагнетательной и добывающей скважин с учетом присутствия в нагнетательной и добывающей скважинах одноименных перфорированных пластов на выбранном участке нефтяного пласта, построения матрицы корреляций между данными объемов закачки воды и дебитов нефти, воды, жидкости за весь период совместной эксплуатации пары скважин, выбора тех пар скважин, между которыми нет взаимодействия - корреляция ниже критического значения по всем сопоставляемым данным закачки и отборов, а определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта производят путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из выбранных пар, и последующим построением по зафиксированным точкам местоположение непроводящего элемента с увязкой его конфигурации на выбранном участке нефтяного пласта.

Чертеж поясняет предложенный способ, где 1 и 2 - соответственно нагнетательная и добывающая скважины, 3 - граф, показывающий отсутствие взаимодействия (корреляционной связи) у пары из нагнетательной и добывающей скважин соответственно по закачке воды в нагнетательную скважину и дебитам нефти, жидкости и воды в добывающих скважинах, 4 - соответственно наличие взаимодействия между нагнетательной и добывающими скважинами, 5 - местоположение непроводящего элемента пласта, 6 - траектория движения индикатора

Способ осуществляют следующим образом.

1. Устанавливается местоположение непроводящих элементов нефтяного пласта. С этой целью:

- выбирается участок нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами;

- проводится сбор для каждой из добывающих скважин данных дебитов нефти, воды, жидкости, а для каждой из нагнетательной скважины - объемов закачки воды за весь период эксплуатации;

- назначаются пары из нагнетательной и добывающей скважин с учетом присутствия в нагнетательной и добывающей скважинах одноименных перфорированных пластов на выбранном участке нефтяного пласта, причем для каждой из пар скважин выделяют периоды совместной эксплуатации;

- рассчитывают матрицы корреляций между данными объемов закачки воды и дебитов нефти, воды, жидкости за весь период совместной эксплуатации пары скважин;

- выбираются те пары скважин, между которыми взаимодействие отсутствует - корреляция ниже критического значения по всем сопоставляемым данным закачки и отборов;

- определяется местоположение непроводящих элементов нефтяного пласта путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из пар и последующим построением по зафиксированным точкам местоположения непроводящего элемента с увязкой его конфигурации на выбранном участке нефтяного пласта.

2. Проводится комплекс промысловых работ по закачке индикатора:

- закачивается индикатор в нагнетательную скважину и фиксируется время проведения закачки;

- отбираются пробы жидкости в наблюдательных добывающих скважинах;

- в установленном режиме пробы передаются на лабораторный анализ.

3. Проводится лабораторный анализ проб:

- определяется присутствие индикатора в пробах;

- фиксируется время появления индикатора;

- определяются скважины, в пробах которых индикатор не обнаружен.

4. Проводится интерпретация результатов:

- с учетом местоположения непроводящего элемента пласта, от нагнетательной скважины к каждой взаимодействующей добывающей скважине строится траектория движения индикатора;

- замеряется длина траектории продвижения индикатора от нагнетательной до каждой добывающей скважины;

- по длине пути и времени продвижения определяется скорость движения индикатора;

- по скорости движения индикатора определяются фильтрационные и емкостные параметры нефтяного пласта - проницаемость по воде и объем каналов низкого фильтрационного сопротивления.

Пример выполнения способа.

Определение фильтрационных и емкостных свойств пород-коллекторов производилось в районе нагнетательной скважины 3542, расположенной в блоке 1 Верхневозейского нефтяного месторождения.

Выполнение работ производились в следующей последовательности.

1. Определялось местоположение непроводящих элементов пласта в районе нагнетательной скважины 3542.

С этой целью:

- назначались пары из нагнетательной и добывающих скважин 3542-3565, 3542-3576, 3542-3507, 3542-3517, 3542-3551, 3542-3538, 3542-3519, 3542-3497 на предмет установления их взаимодействия;

- рассчитывались матрицы корреляций между объемами закачки воды в нагнетательную скважину 3542 и отборами нефти, воды и жидкости каждой из добывающих скважин 3565, 3576, 3507, 3517, 3551, 3538, 3519, 3497 за весь период совместной эксплуатации;

- выбирались пары скважин, у которых взаимодействие отсутствует (величина корреляции не существенна) по всем сравниваемым параметрам и за весь период совместной эксплуатации (скважины 3542-3551, 3542-3538, 3542-3519);

- по выявленным парам не взаимодействующих скважин трассировался непроводящий элемент пласта 1-1, при этом в районе скважины 3497 непроводящий элемент имеет свое окончание, что фиксируется наличием взаимодействия этой скважины с нагнетательной скважиной 3542.

2. Осуществлялся комплекс промысловых работ по закачке индикатора:

- закачали индикатор в нагнетательную скважину 3542;

- отобрали пробы в наблюдательных добывающих скважинах 3565, 3576, 3507, 3517, 3552, 3538, 3519; проба в скважине 3497 не отбиралась по причине вывода скважины из эксплуатации;

- зафиксировали время начала закачки и поступления индикатора в наблюдательные добывающие скважины.

3. Проводили лабораторный анализ:

- пробы наблюдательных добывающих скважин 3565, 3576, 3507, 3517 показали наличие индикатора;

- пробы наблюдательных добывающих скважин 3551, 3538, 3519 показали отсутствие индикатора.

4. Интерпретировали результаты:

- с учетом местоположения непроводящего элемента пласта строили траекторию движения индикатора;

- замеряли длину траектории продвижения индикатора от нагнетательной до каждой добывающей скважины;

- по длине пути и времени продвижения определяли скорость движения индикатора;

- расчетные данные по скорости продвижения индикатора с учетом и без учета непроводящих элементов приведены в таблице 1;

- по скорости движения индикатора для участка нефтяного пласта определены проницаемость и объем каналов низкого фильтрационного сопротивления.

Таблица 1.
Участок нагнетательной скважины 3542№ скважиныПо траектории (с учетом непроводящих зон)По прямой (без учета непроводящих зон)Расстояние между скв., мСкорость индикатора, м/чРасстояние между скв., мСкорость индикатора, м/ч3565116038711603873576180060018006003507250083316805603517280010301520608

Таким образом, данное техническое решение позволило повысить точность и достоверность оценки фильтрационных и емкостных свойств нефтяного пласта.

Источники информации

1. Патент РФ №. 2229020, МКИ Е21В 43/00, 2002.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам исследования нефтяных пластов. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности оценки фильтрационных и емкостных свойств продуктивных пластов. Указанный результат достигается тем, что определяют местоположение непроводящих элементов по данным эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин по известной приведенной методике. После чего в нефтяной пласт производят закачку индикатора через нагнетательные скважины и отбирают пробы в каждой из наблюдательных добывающих скважинах. Затем определяют наличие индикатора в пробах, фиксируют время поступления индикатора в каждую из наблюдательных добывающих скважин и строят с учетом выявленных непроводящих элементов нефтяного пласта траекторию движения индикатора как показано на чертеже. По полученной траектории замеряют расстояние, пройденное индикатором. По пройденному расстоянию и времени движения индикатора определяют его скорость, по которой определяют проницаемость по воде и объем каналов низкого фильтрационного сопротивления. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

1. Способ исследования нефтяных пластов обводненных скважин, включающий определение местоположения непроводящих элементов по данным эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, отличающийся тем, что после определения местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта в него производят закачку индикатора через нагнетательные скважины, отбирают пробы в каждой из наблюдательных добывающих скважинах, определяют наличие индикатора в пробах, фиксируют время поступления индикатора в каждую из наблюдательных добывающих скважин, строят с учетом выявленных непроводящих элементов нефтяного пласта траекторию движения индикатора как показано на чертеже, по полученной траектории замеряют расстояние, пройденное индикатором, по пройденному расстоянию и времени движения индикатора определяют его скорость, по которой определяют проницаемость по воде и объем каналов низкого фильтрационного сопротивления.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта ведут путем выбора участка нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами, сбора для каждой из добывающих скважин данных дебитов нефти, воды, жидкости, а для каждой нагнетательной скважины - объемов закачки воды за весь период эксплуатации, назначения пар из нагнетательной и добывающей скважин с учетом присутствия в нагнетательной и добывающей скважинах одноименных перфорированных пластов на выбранном участке нефтяного пласта, построения матрицы корреляций между данными объемов закачки воды и дебитов нефти, воды, жидкости за весь период совместной эксплуатации каждой пары скважин, выбора тех пар скважин, между которыми взаимодействие отсутствует - корреляция ниже критического значения по всем сопоставляемым данным закачки и отборов, а определение местоположения непроводящих элементов нефтяного пласта производят путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из выбранных пар и последующего построения по зафиксированным точкам местоположения непроводящего элемента с увязкой его конфигурации на выбранном участке нефтяного пласта.