СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАБОТАЮЩИХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований (ПГИ) добывающих эксплуатационных скважин.

В состав традиционного комплекса ПГИ добывающих скважин входят расходометрия (термокондуктивная и механическая), термометрия, барометрия и методы измерения состава (диэлькометрическая влагометрия, плотностеметрия, резистивиметрия).

Существуют способы определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающиеся в доставке на забой комплексного прибора с перечисленными выше геофизическими измерительными модулями и производством серии замеров (например, способы, регламентированные «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах». РД153-39.0-072-01, разд. 12. Технологии исследований скважин, находящихся в эксплуатации).

Недостатком таких способов является низкая точность измерений при многофазном притоке, т.е. в условиях, когда заполняющие ствол фазы имеют разные скорости и неравномерно распределены по стволу. В этом случае показания измерительных модулей отражают в первую очередь не профиль притока, а характер распределения фаз по длине и сечению ствола. Точность таких способов наиболее низка в горизонтальном стволе из-за гравитационного распределения фаз по течению.

Также существуют многочисленные способы определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, основанные на использовании многодатчиковых (с распределением датчиков по сечению ствола) геофизических измерительных модулей, например:

1. Савич А.Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы, НТВ «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2010 г., вып.2, с.16-37;

2. Савич А.Д., Шумилов А.В. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения. Геофизика, вып.5, 2009 г., с.65-72;

3. Аксельрод С.М. Исследование профиля притока в горизонтальных скважинах, НТВ «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2005 г., вып.5/6, с.301-335).

Недостатком данных способов является низкая точность измерений при низком дебите притока. Другим недостатком является сложная технология и высокие трудозатраты при проведении работ на скважине, что не позволяет обеспечить необходимый охват скважин исследованиями.

Наиболее близким к предлагаемому способу, выбранный в качестве прототипа, является «Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах» (заявка на изобретение №2005127125/03 от 29.08.2005, опубл. 10.03.2007), при котором производят одновременную регистрацию изменения температуры и давления на нескольких глубинах (реализуемом, например, путем одновременного опускания в скважину нескольких автономных приборов или оборудования скважины распределенным оптоволоконным датчиком).

Недостатком данного способа является низкая разрешающая способность в случае большой протяженности интервалов притока по длине горизонтального ствола. Это происходит потому, что в горизонтальном стволе совместно работающие пласты чаще всего имеют большие толщины или не всегда разделены непроницаемыми перемычками. Данный недостаток связан с тем, что распределение температуры в стволе формируется в результате одновременного воздействия нескольких процессов, которые можно разделить на две группы.

К первой группе относится изменение по толщине температуры притекающего из пласта флюида и смешивание в скважине с потоком флюида, поступившего ранее. Эти процессы максимально отражают распределение по стволу работающих интервалов пласта и изменение по стволу удельного дебита притока.

Ко второй группе относится теплообмен движущегося в стволе флюида с вмещающими горными породами. Этот процесс нивелирует температурные эффекты, связанные с распределением по стволу работающих интервалов пласта, то есть является помехой при исследовании скважин.

Задачей изобретения является повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах.

Для решения поставленной задачи в известном способе определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающемся в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах (реализуемом, например, путем одновременного опускания в скважину нескольких автономных приборов или оборудования скважины распределенным оптоволоконным датчиком), измерения проводят непосредственно после запуска скважины в период зависимости температуры в скважине от времени, связанной с тем, что пластовый флюид еще не заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи, в течение периода t, и определяемым по формуле:

$$t<\frac{V}{Q}=\frac{\pi R^{2}L}{Q}$$ , сут,

где

V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м³;

L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м;

R - радиус ствола, м;

Q - дебит скважины, м³/сут.

Предлагаемый способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах поясняется чертежом, где представлены термограммы при различных состояниях скважины.

На данном чертеже цифрами обозначены:

1 - термограмма в простаивающей скважине;

2, 3, 4, 5, 6 и 7 - термограммы сразу после запуска простаивающей скважины на отбор (соответственно через 20, 50, 10, 300, 780 и 1200 секунд после запуска скважины);

8,9 - профили изменения по длине ствола скважины удельного дебита и температуры.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В скважине одновременно измеряют температуру и давление на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи; по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи; по термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем, выделяют работающие интервалы пласта.

В рассматриваемом примере практической реализации способа горизонтальный ствол радиусом R=0.1 м вскрывает совместно шесть слоев, находящихся на различных расстояниях от забоя скважины: I (0 - 3.68 м), II (3.68 - 6.02 м), III (6.02 - 18.51 м), IV (18.51 - 55.52 м), V (55.52 - 110.77 м) и VI (110.77 - 188.58 м).

Пласты отличаются температурой выходящего из пласта флюида: соответственно 72, 74, 73, 75, 73 и 74°C и удельным дебитом: соответственно 0.1, 0.3, 0.3, 0.5, 0.1 и 0.6 м³/сут.

Работающая длина ствола составляет L=188.58 м, суммарный дебит всех пластов (дебит скважины) составляет Q=652 м³/сут.

При осуществлении предлагаемого способа в горизонтальном стволе одновременно измеряют температуру и давление на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи (в рассматриваемом примере 0 - 180м).

Затем по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи (для данного примера 780 секунд).

По термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем (термограммы 1-5 на чертеже), определяют работающие интервалы пласта. Критерием выделения является повышение температуры в интервале пластов по сравнению с фоновой.

Как следует из приведенных термограмм, этот период времени характеризуется существенной зависимостью температуры в скважине от времени, связанной с тем, что пластовый флюид еще не заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи.

Именно с этим фактором связано повышение точности выделения работающих интервалов, что связано со следующими теоретическими предпосылками.

С началом притока из пласта (после запуска скважины) температура в стволе скважины изменяется. Это изменение происходит в основном вследствие воздействия дроссельного и адиабатического процессов, а также эффекта калориметрического смешивания в стволе.

Если время после пуска ограничено значением t, рассчитанным по формуле, притекающий в скважину флюид не успевает заполнить ствол скважины, поэтому изменение температуры, по глубине ствола, обусловленное названным эффектом, отражает местоположение интервалов притока интервалов притока (кривые 1-5 на чертеже).

Если время притока превышает значение, рассчитанное по формуле, преобладающее влияние на температуру в стволе начинает оказывать теплообмен движущегося по стволу флюида с вмещающими породами, а также смешивание потоков флюида, поступающего из разных интервалов ствола.

Поскольку в горизонтальной скважине интервалы притока расположены близко друг от друга, нивелирующее влияние перечисленных эффектов настолько велико, что на термограмме отражается работа лишь наиболее интенсивно работающих пластов с контрастной температурой, что иллюстрируют кривые 6 и 7 на чертеже.

Таким образом, основным преимуществом предлагаемого способа является измерение температуры в горизонтальном стволе при целенаправленно выбираемых условиях, когда влияние основной помехи, снижающей точность выделения работающих интервалов (теплообмен движущегося в стволе флюида с вмещающими горными породами), минимально.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах. Способ заключается в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах. При этом измерения производят непосредственно после запуска скважины до наступления стабилизации температуры в стволе скважины, в течение периода времени t, определяемого по формуле: $$t<\frac{V}{Q}=\frac{\pi R^{2}L}{Q}$$ , сут, где V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м³; L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м; R - радиус ствола, м; Q - дебит скважины, м³/сут. 1 ил.

Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающийся в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах, отличающийся тем, что измерения производят непосредственно после запуска скважины до наступления стабилизации температуры в стволе скважины, в течение периода времени t, определяемого по формуле:
$$t<\frac{V}{Q}=\frac{\pi R^{2}L}{Q}$$ , сут,
где
V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м³;
L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м;
R - радиус ствола, м;
Q - дебит скважины, м³/сут.