СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2013 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности в разной степени нефтенасыщенных пластов в процессе бурения скважин.

Известен способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве, включающий проведение наземных трехмерных сейсморазведочных работ 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ), бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин, изучение керна. По совокупности данных бурения и геофизических исследований скважин (ГИС) по известным критериям судят о наличии коллекторов, их емкости, проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта (ВНК), местоположении нефтяных полей, а также наличии корреляционной связи между емкостью, гидропроводностью и нефтепродуктивностью. По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевых отложений, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят спектрально-временной анализ (СВАН) и определяют модельные сейсмические спектрально-временные (СВО) и акустические образцы нефтепродуктивных коллекторов, образующих нефтяной пласт. По данным наземной трехмерной сейсморазведки 3D МОГТ в районе скважин определяют экспериментальные сейсмические СВО и псевдоакустические образы нефтяного пласта. Акустические и псевдоакустические образы оцениваются среднепластовыми акустическими и псевдоакустическими скоростями в целевом интервале глубин и времен. Модельные сейсмические, скважинные СВА, эталонные оптимальные ОССА, акустические и псевдоакустические скорости коррелируются с емкостью, гидропроводностью, нефтепродуктивностью коллекторов, устанавливаются регрессионные зависимости и коэффициенты взаимной корреляции. По всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале сейсмической записи проводят СВАН и псевдоакустические преобразования с определением оптимальных ОССА, псевдоакустических скоростей и построения кубов спектрально-скоростных атрибутов, которые пересчитываются в кубы емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности коллекторов. Технический результат: повышение надежности и обоснованности определения геологических условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин в любой точке трехмерного межскважинного пространства на территории нефтяных полей (Патент РФ №2259575, опубл. 27.08.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения геологических исследований, в котором отбирают шлам из скважины, описывают фациальные признаки шлама каждой скважины с последующим сведением в таблицу и построением корреляционной схемы. При этом сопоставляют данные корреляционной схемы и таблицы описания, выявляют изменчивость разреза, прогнозируют выклинивание части пластов или их дивергенцию, изменение толщин фациальных зон относительно прогнозных величин. Строят график индекса продуктивности, представляющий собой тренд ведущих фациальных признаков продуктивности. По значениям графика индекса продуктивности составляют выводы о качественном составе скважины на предмет наличия нефтенасыщенных слоев. При этом в качестве ведущих фациальных признаков при построении графика индекса продуктивности используют коэффициенты люминесценции и битуминизации, плотность, размер шламинок, степень окатанности и отсортированности зерен (Патент РФ №2418948, опубл. 20.05.2011 - прототип).

Известные способы чрезвычайно сложны и дают весьма приблизительную оценку продуктивности пластов.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности и оперативности определения продуктивности в процессе бурения скважины.

Задача решается тем, что в способе определения продуктивности пласта в процессе бурения, включающем бурение скважины и сопровождение газокаротажных исследований, согласно изобретению в процессе бурения в шламе определяют суммарное содержание углеводородного газа и люминесцентную характеристику капиллярных вытяжек, при суммарном содержании углеводородного газа 2% и более и люминесцентной характеристики капиллярных вытяжек 2 балла и более вскрытый пласт подвергают дальнейшему исследованию, для чего поднимают из скважины бурильную компоновку, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, размещают пакер над вскрытым пластом, организуют циркуляцию промывочной жидкости, заполняют межтрубное пространство индикаторной жидкостью, устанавливают пакер в стволе скважины над вскрытым пластом, свабируют по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 10-17 м/мин до получения притока пластовой жидкости, в процессе свабирования отбирают и анализизруют пробы жидкости на наличие нефти, при получении нефти из пласта определяют суточный дебит пласта методом восстановления уровня с максимально возможного его снижения, но не ниже 3 МПа забойного давления, делают заключение о продуктивности вскрытого пласта при дебите нефти 2 м³/сут и более, продолжают бурение скважины.

Сущность изобретения

После бурения скважины в интервалах сложно построенных и в различной степени нефтенасыщенных пластов-коллекторов из-за сложности разреза и малой разрешающей способности методов ГИС часто не удается достоверно определить интервал нефтенасыщенного пласта и его продуктивность или же оценить продуктивность каждого отдельно взятого пласта. Дифференцировать продуктивность каждого отдельного пласта при этом не представляется возможным. Для такой детализации, для дифференцирования продуктивности каждого отдельного пласта приходится проводить сложные геофизические исследования в необсаженной скважине или исследования через эксплуатационную колонну. Такие исследования не дают ответа на вопрос о продуктивности, а лишь ориентировочно позволяют судить о наличии или отсутствии нефти в пласте. Более детальные исследования продуктивности возможны лишь при перфорации эксплуатационной колонны в интервале каждого нефтенасыщенного пласта, изоляции его от прочего объема скважины и анализа пластового флюида. Такие исследования требуют остановки скважины, потери производительности зачастую неоправданны с экономической точки зрения, когда вскрытые перфорацией пласты оказываются слабо нефтенасыщенными или бесприточными. Следует отметить и тот факт, что после цементажа эксплуатационной колонны пласты-коллекторы как порового, кавернового, каверново-порового, трещино-каверново-порового, так и трещинного типов коллекторов оказываются закольматированными цементным раствором, что снижает продуктивность нефтенасыщенных пластов. Для восстановления первозданного состояния порового пространства требуются вторичные воздействия, а иногда и неоднократные воздействия различными реагентами на вскрытые через эксплуатационную колонну пласты-коллекторы.

Исследования продуктивности в процессе бурения, изложенные в аналогах, столь сложны и малодостоверны, что их применение может носить ориентировочный, оценочный характер.

В предложенном изобретении решается задача прямого определения продуктивности пластов в процессе бурения скважины, что влечет за собой повышение достоверности и оперативности определения продуктивности. Задача решается следующим образом.

Выполняют бурение скважины при сопровождении газокаротажных исследований. В шламе определяют наличие и состав углеводородных газов и нефтенасыщение капиллярных вытяжек. При суммарном содержании углеводородных газов 2% и более и показании 2 и более балла по люминесцентной характеристике капиллярных вытяжек в шламе пробуренного пласта этот пласт исследуют на наличие нефти. Поднимают из скважины бурильную компоновку, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером. Размещают пакер над вскрытым пластом в интервале плотных пород, проводят циркуляцию промывочной жидкости при необходимости с допуском воронки до забоя для удаления шлама с забойной части ствола скважины. Циркуляцией заполняют межтрубное пространство над пакером индикаторной жидкостью, например, отличающейся по цвету или по плотности от жидкости в скважине и предполагаемой жидкости в пласте. Возможно применение красителей. Наличие подобной жидкости позволяет четко проконтролировать поступление или отсутствие нефти во вскрытом пласте и проконтролировать надежность посадки пакера. Производят посадку пакера над исследуемым пластом, а затем осуществляют свабирование по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 10-17 м/мин в зависимости от вязкости пластового флюида до получения притока пластовой жидкости из пласта. В процессе свабирования отбирают и анализируют пробы жидкости на наличие нефти. При получении нефти из пласта определяют суточный дебит пласта методом восстановления уровня с максимально возможного его снижения, но не ниже 3 МПа забойного давления. Делают заключение о продуктивности вскрытого пласта при дебите нефти 2 м³/сут и более.

Срывают пакер. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, спускают бурильную компоновку и продолжают бурение до следующего нефтенасыщенного пласта. После вскрытия нефтенасыщенного пласта повторяют операции по исследованию его продуктивности. Далее продолжают бурение и исследования продуктивности вскрытых нефтенасыщенных пластов до проектной глубины скважины.

В результате удается прямым отбором проб и их анализом сделать заключение о продуктивности каждого нефтенасыщенного пласта. Достоверность результатов и оперативность определений обеспечивается прямыми непосредственными исследованиями продуктивности.

По завершении бурения и обсадки эксплуатационной колонны производят целенаправленное вскрытие тех объектов, которые в процессе бурения скважины были испытаны в открытом стволе и показали притоки промышленной нефти.

Пример конкретного выполнения

Выполняют бурение нефтедобывающей скважины Березинского месторождения с сопровождением газокаротажных исследований. Диаметр основного ствола скважины составляет 155,6 мм. В качестве буровой компоновки используют компоновку с забойным двигателем. На глубине 2069-2078 м по данным газокаротажных исследований отмечают наличие нефтенасыщенного пласта, в котором суммарное содержание углеводородного газа составило 2% и люминесцентная характеристика капиллярных вытяжек беловато-желтая - 3 балла. После вскрытия пласта при забое 2078 м поднимают бурильную компоновку, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце, промывают скважину от шлама с допуском пера до забоя, пакер устанавливают выше вскрытого пласта в интервале плотных известняков - 2049-2051 м. В качестве индикаторной жидкости используют биополимерный раствор. Проводят свабирование по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 10 м/мин с постепенным снижением уровня жидкости в скважине до глубины 1750 м, не снижая ниже 3 МПа забойного давления скважины, отбирают пробы жидкости и проводят визуальный анализ пробы на наличие нефти. Первоначальный объем жидкости в количестве 6 м³ не учитывают, т.к. она является индикаторной жидкостью. В дальнейших пробах отмечают нефть с индикаторной жидкостью и чистую нефть. Определяют суточный дебит нефти вскрытого пласта методом восстановления уровня жидкости в скважине с глубины 1750 м. Приток жидкости в скважине составил 32 м/ч. Дебит нефти составил 5,6 м³/сут.

Выносят заключение о наличии промышленной нефти во вскрытом пласте. Пласт относят к продуктивным. Срывают пакер. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, спускают бурильную компоновку и продолжают бурение на технической соленой воде до следующего нефтенасыщенного пласта.

Следующий пласт выявляют на глубине 2239-2251 м. В шламе пласта суммарное содержание углеводородного газа составило 2% и люминесцентная характеристика капиллярных вытяжек беловато-желтая - 2 балла. Пакер устанавливают на глубине 2235 м. В качестве индикаторной жидкости используют глинистый раствор с удельным весом 1,12 г/см³. Производят свабирование по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 17 м/мин до глубины 1850 м, отбирают пробы жидкости и проводят анализ проб на наличие нефти. Первоначальный объем жидкости в количестве 6,7 м³ не учитывают, т.к. он является индикаторной жидкостью. В дальнейших пробах не содержатся нефть и индикаторная жидкость и не присутствует минерализованная пластовая вода. Сделали заключение о том, что пласт не является продуктивным.

Срывают пакер. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, спускают бурильную компоновку и продолжают бурение на глинистом растворе до следующего пласта.

Следующий пласт выявлен в интервале 2285-2319 м. В шламе пласта суммарное содержание углеводородного газа составило 3% и люминесцентная характеристика капиллярных вытяжек беловато-желтая - 3 балла. Операции по определению продуктивности пласта повторяют как при определении первого продуктивного пласта. Скорость свабирования устанавливают 14 м/мин. Первый объем отсвабированной жидкости в количестве 7,4 м³ не учитывают, т.к. она является глинистым раствором - индикаторной жидкостью. В последующих объемах отсвабированной жидкости присутствуют индикаторная жидкости и нефть и далее чистая нефть. После определения дебита методом восстановления уровня жидкости в скважине с глубины 1750 м приток нефти составил 7,2 м³/сут. По результатам исследования пласт отнесли к продуктивным.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности и оперативности определения продуктивности нефтенасыщенных пластов в процессе бурения скважины. Полученные результаты позволят более оперативно и эффективно вести эксплуатацию скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности пластов в процессе бурения скважин. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения продуктивности в процессе бурения скважины. Способ заключается в бурении скважины сопровождением газокаротажных исследований. При этом в процессе бурения в шламе определяют суммарное содержание углеводородного газа и люминесцентную характеристику капиллярных вытяжек. Причем при суммарном содержании углеводородного газа 2% и более и люминесцентной характеристики капиллярных вытяжек 2 балла и более вскрытый пласт подвергают дальнейшему исследованию. Поднимают из скважины бурильную компоновку, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, размещают пакер над вскрытым пластом, организуют циркуляцию промывочной жидкости, заполняют межтрубное пространство индикаторной жидкостью, устанавливают пакер в стволе скважины над вскрытым пластом. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 10-17 м/мин до получения притока пластовой жидкости. В процессе свабирования отбирают и анализируют пробы жидкости на наличие нефти. При получении нефти из пласта определяют суточный дебит пласта методом восстановления уровня с максимально возможного его снижения, но не ниже 3 МПа забойного давления. Делают заключение о продуктивности вскрытого пласта при дебите нефти 2 м³/сут и более. Продолжают бурение скважины.

Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины, включающий бурение с сопровождением газокаротажных исследований, отличающийся тем, что в процессе бурения в шламе определяют суммарное содержание углеводородного газа и люминесцентную характеристику капиллярных вытяжек, при суммарном содержании углеводородного газа 2% и более и люминесцентной характеристики капиллярных вытяжек 2 балла и более вскрытый пласт подвергают дальнейшему исследованию, для чего поднимают из скважины бурильную компоновку, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, размещают пакер над вскрытым пластом, организуют циркуляцию промывочной жидкости, заполняют межтрубное пространство индикаторной жидкостью, устанавливают пакер в стволе скважины над вскрытым пластом, свабируют по колонне насосно-компрессорных труб со скоростью 10-17 м/мин до получения притока пластовой жидкости, в процессе свабирования отбирают и анализизруют пробы жидкости на наличие нефти, при получении нефти из пласта определяют суточный дебит пласта методом восстановления уровня с максимально возможного его снижения, но не ниже 3 МПа забойного давления, делают заключение о продуктивности вскрытого пласта при дебите нефти 2 м³/сут и более, продолжают бурение скважины.