СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2010 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении гидродинамических исследований скважин.

Известен способ исследования скважин, включающий остановку скважины, работающей на установившемся режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления (КВД) (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.263-264).

Недостатком указанного способа является недостаточное качество результатов исследований скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидродинамических исследований скважин, включающий остановку скважины, работающей на установившемся режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления с заданным шагом по времени и на следующих друг за другом интервалах времени, задаваемых математическим выражением, и обработку полученной КВД, для чего выделяют участок КВД с линейным характером зависимости квадрата забойного давления от логарифма времени для определения фильтрационных и емкостных параметров пористой среды, причем для обеспечения заданной точности результатов количество замеров на интервалах времени, где рассчитывают среднее давление, выбирают по приведенному условию (Патент РФ №2162939, опублик. 10.02.2001 - прототип).

Недостатком известного способа является сложность замеров и расчетов, большое количество допущений и осреднений, применение условных коэффициентов. Кроме того, известный способ не позволяет достоверно определить границу призабойной зоны и ее изменение после обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины.

В предложенном изобретении решается задача упрощения измерений и расчетов, повышение точности определения границы загрязнения призабойной зоны и ее изменение после проведения ОПЗ.

Задача решается тем, что в способе исследования скважины, включающем фиксирование КВД и пересчет данных, согласно изобретению при фиксировании КВД первые 10 мин замеры производят каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти часов - через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 ч, в течение вторых суток - каждые 5 ч, в течение третьих суток - каждые 10 ч, и далее через каждые 24 ч, давление замеряют с точностью 0,01 МПа, фиксируют не менее двух КВД через временной интервал эксплуатации скважины, достаточный для проявления изменения свойств призабойной зоны, строят КВД в логарифмических координатах логарифм давления как функция логарифма времени, находят точку совмещения кривых, пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину засорения призабойной зоны, проводят мероприятия по ОПЗ, вновь фиксируют КВД с вышеприведенными замерами и точностью, строят КВД в вышеуказанных логарифмических координатах, сравнивают полученную кривую с последней кривой до ОПЗ, находят точку совмещения кривых, пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину отчистки или изоляции призабойной зоны.

Сущность изобретения

Существующий опыт различных промысловых и экспериментальных исследований свидетельствует, что значительное влияние на продуктивные характеристики оказывает призабойная зона скважины. Проникновение твердых частиц и фильтрата буровых растворов, отложений асфальтенов, смол и парафинов на стенках капилляров приводят к уменьшению добывных возможностей скважины, и соответственно, снижению темпов разработки и коэффициента нефтеотдачи. Поэтому изучение состояния призабойной зоны скважины имеет огромное значение.

Значительные объемы обработок призабойной зоны привели к тому, что определение их эффективности в настоящее время сводится к оценке изменения дебита скважины до и после проведения данных мероприятий. Но дебит скважины не является свойством, в полной мере характеризующим фильтрационные параметры, и зависит от многих факторов, таких как изменение депрессии, режима закачки, работы соседних скважин и много другого. Следовательно, его использования для оценки эффективности явно не достаточно.

В итоге назрела проблема нехватки количественной информации о свойствах призабойной зоны скважины. Использование существующей информации не позволяет грамотно планировать, осуществлять и оценивать эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону.

Необходимой количественной информацией являются данные о величине призабойной зоны, степени ее загрязнения, глубины засорения и глубины отчистки. Переход на количественную характеристику состояния призабойной зоны скважины позволит выйти на новый уровень подхода к выбору технологии и оценке эффективности обработок призабойной зоны.

На сегодняшний день наиболее достоверным и простым в исполнении является определение фильтрационных параметров призабойной зоны по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившемся режиме фильтрации, интерпретация кривых восстановления или падения давления.

Известный способ (прототип) гидродинамических исследований скважин предполагает сложность замеров и расчетов, большое количество допущений и осреднений, применение условных коэффициентов. Кроме того, известный способ не позволяет достоверно определить границу призабойной зоны и ее изменение при ОПЗ в скважине.

В предложенном изобретении решается задача упрощения измерений и расчетов, повышение точности определения границы загрязнения призабойной зоны и ее изменение при ОПЗ в скважине.

Параметрами, наиболее полно характеризующими степень загрязнения призабойной зоны скважины, являются S - Скин-эффект и ОП - отношение фактической продуктивности к потенциально возможной.

Состояние призабойной зоны описывается начальным участком КВД, по этой причине определение свойств призабойной зоны по результатам гидродинамических исследований в течение длительного времени оставалось не возможным. Именно начальные точки КВД подвержены значительному влиянию продолжающегося притока жидкости в скважину после ее остановки, накладывающему значительную погрешность на результаты расчетов. Поэтому при фиксировании кривой восстановления давления в предложенном способе первые 10 минут замеры производят каждые 30 секунд, в течение первого часа - каждую 1 минуту, в течение первых пяти часов - через каждые 10 минут, в течение первых суток - каждый 1 час, в течение вторых суток - каждые 5 часов, в течение третьих суток - каждые 10 часов, и далее через каждые 24 часа. Давление замеряют с точностью 0,01 МПа.

Рассмотрим кривую восстановления давления. Изменение вида начального участка кривой восстановления давления в логарифмических координатах при разных значениях гидропроводности призабойной зоны скважины приведено на фиг.1. При перестроении КВД в координатах lnΔP/lnt становится наглядным по характеру ее изменения оценить изменение фильтрационных свойств призабойной зоны относительно удаленной части пласта. В этих координатах кривая показывает динамику перепада давления на забое при остановке скважины. Линейный вид кривой (кривая 1) говорит об одинаковых фильтрационных характеристиках призабойной зоны и удаленной части пласта. В случае загрязнения призабойной зоны и ухудшения ее фильтрационных характеристик возникает дополнительное сопротивление, при преодолении которого происходит потеря перепада давления. Вид графика динамики перепада давления в этом случае будет выглядеть вогнутым к оси абсцисс (кривая 2). Если же фильтрационные свойства призабойной зоны лучше удаленной части пласта график динамики перепада давления вогнут к оси ординат (кривая 3).

Скин-эффект (S), характеризующий потери перепада давления на преодоление сопротивлений в призабойной зоне скважины, в первом случае равен нулю (кривая 1), во втором он положителен (кривая 2), а в третьем отрицателен (кривая 3). Скин-эффект безразмерен и дает качественное представление о состоянии призабойной зоны.

Для оценки степени загрязнения призабойной зоны вводится параметр ОП. Параметр ОП - это отношение фактической продуктивности к потенциально возможной. Потенциально возможная продуктивность - это продуктивность скважины без потери давления в призабойной зоне при S=0.

Разницей между потенциальной и фактической продуктивностью является скиновый перепад давления (ΔP_s), т.е. те самые потери давления, вызванные изменением фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Введем формулы:

где ΔP_s - скиновый перепад давления, МПа;

S - скин-эффект, безразмерный;

Q - дебит скважины, м³/сут;

ε - гидропроводность, м³/Па/с.

где ΔP - депрессия, МПа;

ΔP_s - скиновый перепад давления, МПа.

В конечном итоге параметр ОП дает количественную характеристику потери или выигрыша в продуктивности за счет свойств призабойной зоны.

В предложенном изобретении предлагается методика количественной оценки состояния призабойной зоны для подбора и оценки эффективности технологии воздействия. Методика подразумевает переход от интерпретации данных единичных кривых восстановления давления к комплексной интерпретации данных, полученных в ходе исследований через промежутки времени. При таком подходе к интерпретации появляется кратно больше информации о пласте и призабойной зоне скважины, которая позволяет перейти от качественных параметров к количественным с высокой точностью получаемых значений.

Основной проблемой для точного определения характеристик при существующем подходе является трудность, заключающуюся в разделении кривой на участки, описывающие свойства призабойной и удаленной зоны скважины, т.е. в поиске границ призабойной скважины. Точность определяется точностью замеров давления и периодичностью замера давления особенно в начальный период фиксирования КВД. Кроме того, в предложенном способе проблема определения границы загрязнения решается использованием двух и более кривых, зафиксированных через промежутки времени. В случае изменения свойств призабойной зоны наблюдается разность в значениях гидропроводности, что сказывается на виде кривых. Начало участка совмещения кривых или, по-другому, начало участка одинаковых гидропроводностей можно считать границей призабойной зоны и удаленной части пласта.

Степень засорения призабойной зоны описывается параметром ОП. Если брать за ОП=1, потенциальную продуктивность скважины, то загрязненность призабойной зоны будет равна нулю. Изменение параметра ОП в меньшую сторону будет говорить о загрязнении (засоренности, закольматированности) призабойной зоны, причем по значению ОП можно количественно судить о степени засорения. Например, если ОП=0,83, то засоренность ПЗС будет равна 17%. В случае если свойства призабойной зоны лучше остальной части пласта, то следует говорить уже не о засоренности, а об увеличении проницаемости призабойной зоны. Например, если ОП=1,25, то улучшение призабойной зоны равно 25%.

Кривые, снятые до и после проведения воздействия на призабойную зону, также будут иметь разность значений гидропроводности в начальной части кривой, таким образом, совместив набор кривых до и после мероприятий, становится возможным оценить глубину отчистки или кольматации (изоляции) призабойной зоны.

Изменение вида КВД только на начальном участке кривой говорит об изменении значения гидропроводности в призабойной зоне скважины и неизменной гидропроводности удаленной части пласта после обработки.

По общим точкам совмещенных кривых выделяют удаленную зону пласта и рассчитывают ее гидропроводность. Для каждого начального участка кривых рассчитывают гидропроводности призабойной зоны до и после проведения мероприятий.

Изменение давления в призабойной зоне характеризуется осиновым перепадом давления. При совмещении кривых становится возможным наглядно оценить разницу в изменении перепада давления до и после мероприятий.

Из полученных величин рассчитывают отношение продуктивностей до ОПЗ.

Для количественной оценки эффективности стимуляции скважины определяют дополнительные критерии - глубину обработки (Roб) и глубину загрязнения (R3). Глубиной обработки будем считать радиус участка, улучшившего свои свойства после проведения ОПЗ, а радиусом загрязнения - радиус участка со свойствами, отличными от удаленной зоны.

Определение скин-эффекта для начальных участков кривых производят совмещением двух уравнений представления дебита скважины с учетом разницы фактической и потенциальной депрессии. Используя еще одно уравнения учета скин-эффекта через приведенный радиус скважины при известном скин-эффекте можно находить радиус зоны, отвечающий данному скин-эффекту (радиус скин-зоны), т.е. определять глубину загрязнения (или улучшенных параметров) и отчистки (улучшения параметров) призабойной зоны. Для этого используют следующие формулы:

где Q - дебит жидкости скважины, м³/сут;

ε - гидропроводность, м³/Па/с;

ΔР_Р - потенциальная депрессия, МПа;

ΔР_ехр - экспериментальная депрессия, МПа;

ΔP_S - скиновый перепад давления, ΔP_S=ΔР_р-ΔР_ехр, МПа:

r_w - приведенный радиус скважины, м;

r_wa - радиус «скин-зоны», м;

R_об - радиус обработки, м;

R_з - радиус загрязнения, м;

S - скин-эффект;

e - постоянная 2,7182;

R_к - радиус контура питания скважины, м. Зная значения пьезопроводности и гидропроводности удаленной и призабойной зоны, а также скиновый перепад давления и конечное изменение давления на границе зоны влияния обработки призабойной зоны, находят радиус отчистки и радиус загрязнения.

В результате обработки данных по предлагаемому способу становится возможным прослеживать изменение таких характеристик как глубина и степень засорения призабойной зоны. Существующие способу обработки призабойной зоны имеют предельную глубину воздействия, которую можно назвать критической глубиной засорения. Увеличение глубины засорения выше критической ведет к невозможности восстановления начальных фильтрационных свойств призабойной зоны. Поэтому периодичность проведения ОПЗ следует планировать исходя из предотвращения превышения критических глубин засорения призабойной зоны.

Предложенный способ позволяет оценивать эффективность мероприятий по стимуляции скважин путем сравнения текущих характеристик и оценки глубины воздействия. Количественная оценка состояния призабойной зоны после проведения обработки позволит получить данные о глубине ее отчистки. Накопление данных об эффективности той или иной технологи в определенных условиях даст возможность в будущем повысить успешность выбора технологии.

Все это в конечном итоге решит проблемы грамотного планирования и осуществления мероприятий по воздействию на призабойную зону и полноценного определения эффективности проведенных мероприятий.

Количественная оценка состояния призабойной зоны с определением глубины и степени ее засорения позволит не только определиться с подходящей именно в этом случае технологией, но и рассчитывать необходимые объемы реагентов и время их реакции.

Накопление данных об эффективности той или иной технологи в определенных условиях даст возможность повысить успешность выбора технологии.

Пример конкретного выполнения

Скважина имеет следующие характеристики: Дебит скважины:

Q₁=7 м³/сут - начальный дебит скважины после ввода ее в эксплуатацию;

Q₂=3,5 м³/сут - дебит скважины через год после ввода в эксплуатацию и

загрязнения призабойной зоны (до ОПЗ);

Q₃=5,5 м³/сут - дебит скважины после проведения ОПЗ.

m=17,8% - пористость;

µ=28,6 мПа·с - вязкость жидкости;

h=3 м - толщина пласта.

На скважине было проведено три исследования (фиг.2 и 3) путем снятия КВД: кривая 1 - первое исследование после бурения скважины (для определения фильтрационных характеристик пласта); кривая 2 - второе исследование через год после введения скважины в эксплуатацию для определения степени и глубины засорения призабойной зоны; кривая 3 - третье исследование - после проведения ОПЗ для определения эффективности ОПЗ путем расчета глубины отчистки призабойной зоны.

Исследования проводились с заданной дискретностью: первые 10 мин замеры производились каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти час. - через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 час, в течение вторых суток - каждые 5 час, в течение третьих суток - каждые 10 час, и далее через каждые 24 часа. Давление замерялось с точностью 0,01 МПа.

Кривые восстановления давления были перестроены в кривые перепада давления в координатах ln4P/lnf (фиг.2, 3). Для построения кривых возможно два варианта: откладывать готовые значения логарифма на обычной шкале или, как в данном случае, откладывать обычные значения на логарифмической шкале. 1. При совмещении кривых 1 и 2 в логарифмических координатах было определено:

- перепад давления на границе изменения проницаемости (точка A) 6,22 атм - скиновый перепад;

- время совмещения кривых перепада давления 2,68 часа.

Используя тангенсы угла наклона, находим гидропроводности начальных участков по формуле

Через полученные значения гидропроводности определяют проницаемость для каждого начального участка кривых:

Далее определяют пьезопроводность:

β^*=mβ_Ж+β_С=0,00046 МПа^-1

Отсюда приведенный радиус скважины

Через скиновый перепад определяют скин:

радиус скин-зоны или радиус загрязнения призабойной зоны равен:

R_з=r_wae^-s=11,41·2,7182^-0,238=8,99 м

2. При совмещении кривых 1, 2 и 3 в логарифмических координатах было определено:

- перепад давления на границе изменения проницаемости после проведения ОПЗ (точка Б) 0,191 МПа - скиновый перепад;

- время совмещения кривых перепада давления 0,43 часа.

Используя тангенсы угла наклона, находим гидропроводности начального участка кривой, снятой после ОПЗ по формуле

Проницаемость:

Пьезопроводность:

Приведенный радиус скважины

Скин:

Радиус скин-зоны или радиус отчистки призабойной зоны равен:

R_об=r_wae^-S=7,59·2,7182^-0,128=6,68 м

Таким образом, за год эксплуатации скважины проницаемость призабойной зоны ухудшилась с 5,31 до 2,04 мкм², причем загрязнение произошло в радиусе 8,99 м. После проведения ОПЗ удалось отчистить призабойную зону скважины и восстановить проницаемость до прежних значений только в радиусе 6,68 м. Т.е. на расстоянии 6,68 м от скважины осталось кольцо глубиной 2,31 м с ухудшенной проницаемостью 2,04 мкм². Следовательно, проведенные мероприятия по ОПЗ нельзя считать достаточно эффективными.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении гидродинамических исследований скважин. Техническим результатом изобретения является упрощение измерений и расчетов, повышение точности определения границы загрязнения призабойной зоны (ПЗ) и ее изменения после ее обработки. Для этого при фиксировании кривой восстановления давления (КВД) первые 10 мин замеры производят каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти часов - через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 ч, в течение вторых суток - каждые 5 ч, в течение третьих суток - каждые 10 ч, и далее через каждые 24 ч. Давление замеряют с точностью 0,01 МПа. Фиксируют не менее двух КВД через временной интервал эксплуатации скважины, достаточный для проявления изменения свойств ПЗ. Перестраивают КВД в кривые перепада давления в логарифмических координатах - логарифм давления как функция логарифма времени. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину засорения ПЗ. Проводят мероприятия по отчистки ПЗ пласта. Вновь фиксируют КВД с вышеприведенными замерами и точностью. Перестраивают КВД в кривую перепада давления в вышеуказанных логарифмических координатах. Сравнивают полученную кривую с последней кривой до мероприятий по обработке ПЗ. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину отчистки. 3 ил.

Способ исследования скважины, включающий фиксирование кривой восстановления давления и пересчет данных, отличающийся тем, что при фиксировании кривой восстановления давления первые 10 мин замеры производят каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти часов - через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 ч, в течение вторых суток - каждые 5 ч, в течение третьих суток - каждые 10 ч и далее через каждые 24 ч, давление замеряют с точностью 0,01 МПа, фиксируют не менее двух кривых восстановления давления через временной интервал эксплуатации скважины, достаточный для проявления изменения свойств призабойной зоны, строят кривые восстановления давления в логарифмических координатах логарифм давления как функция логарифма времени, находят точку совмещения кривых, пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину засорения призабойной зоны, проводят мероприятия по обработке призабойной зоны, вновь фиксируют кривую восстановления давления с вышеприведенными замерами и точностью, строят кривую восстановления давления в вышеуказанных логарифмических координатах, сравнивают полученную кривую с последней кривой до обработки призабойной зоны, находят точку совмещения кривых, пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину отчистки или изоляции призабойной зоны.