Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ) Российский патент 2018 года по МПК E21B49/00 G01V1/42 G01N29/00 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований в зоне каждой скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Гидропрослушивание скважин – проводится с целью качественной оценки проницаемости, оценки интерференции скважин, определения непроницаемых границ и пр. Данное исследование является продолжительным и ресурсоемким, поэтому требует тщательного проектирования с целью снижения рисков получения некачественной информации.

Недостатком данного изобретения является проведение одного периода возмущения давления. Тем самым увеличивается погрешность определения фильтрационных параметров пласта в связи с нехваткой дополнительной информации. К примеру, воздействие работы окружающих скважин, который будет сложно отфильтровать от импульса возмущающей скважины.

Промысловые измерения составляют наиболее трудоемкую и дорогостоящую часть комплекса изучения месторождения. При этом не всегда удается решить поставленных задач по ряду причин: отсутствует дизайн (планирование) исследований на месторождении, возникают технические сложности, как при проведении исследований, так и при интерпретации полученных данных, отсутствует рабочая сила для интерпретации всего объема полученных данных.

Известные способы

• RU 2400622 «Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта методом высокочастотных фильтрационных волн давления», опубликовано 10.02.2010, патентообладатель "Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина".

Проводят гидродинамические исследования скважин, осуществляют периодические гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического изменения дебита. Полный цикл исследований одной скважины состоит из исследований на ряде значений периодов гидродинамического воздействия, например 20 с, 40 с, 1 мин, 5 мин, 20 мин, 40 мин, причем начинают исследования с минимального значения периода, охватывая сначала самую ближнюю к скважине зону пласта, последовательно переходя в дальнейшем к большим значениям периодов воздействия. Для каждого значения периода возбуждают и регистрируют не менее 5 колебаний. Регистрация давления производится как на устье так и на забое скважины.

Главным недостатком описанного изобретения является то, что рассматривается только аналитический метод интерпретации полученных данных, который не является достаточно точным и не позволяет провести подробный анализ параметров в зоне каждой скважины. Также существуют особые требования к количеству периодов, их частот.

• RU 2476669 «Способ определения фильтрационных параметров пласта», опубликовано 27.02.2013, патентообладатель ООО "Газпромнефть НТЦ".

Способ определения фильтрационных параметров пласта, включающий долговременный мониторинг изменения во времени давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную, не менее 3 суток, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта. Затем проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины и на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор.

Недостатком описанного изобретения является ограничение на выбор возмущающей, а также генерация импульса только при помощи гидроразрыва. Причем метод ГРП является непредсказуемым и невыгоден с экономической точки зрения для проведения одного исследования. Гидравлический разрыв пласта приводит к появлению в скважинной воде множества примесей, вредных для человека, включая бензол, толуол, этилбензол и диметилбензолы, т.е. способ менее безопасный.

• RU 2166069 «Способ разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения», опубликовано 28.04.2000, патентообладатели Овчинников М.Н., Куштанова Г.Г.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. Обеспечивает расширение областей применения нестационарных методов разработки нефтяных месторождений и дополнительный отбор нефти из локализованных участков. Сущность изобретения: по способу из добывающих скважин отбирают многофазную жидкость. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Создают импульсные гидродинамические режимы через пуск и закрытие нагнетательных и добывающих скважин. Определяют гидропроводность и пьезопроводность пластов. При импульсных воздействиях возмущающие скважины выбирают в обводненной и нефтяной зоне. Определяют составляющие поля гидропроводности по вытесняющей и по нефтяной фазе для разных периодов по приведенной зависимости

Недостатком описанного изобретения является необходимость остановки нагнетательных и добывающих скважин, что ведет к потерям добычи. Определение фильтрационных параметров данным способом возможно только при однофазном потоке.

ЗАДАЧА, РЕШАЕМАЯ СОЗДАННЫМ ТЕХНИЧЕСКИМ РЕШЕНИЕМ

Основная идея ИКГ заключается в генерации сложных кодов на возмущающих скважинах, представляющих собой изменения дебита и/или приемистости. Созданные колебания в пласте фиксируются на реагирующих скважинах и если эти колебания лежат выше порога чувствительности манометров, то они могут быть декодированы современными математическими средствами. С помощью ИКГ можно происследовать целые группы скважин, задавая при этом коды любой сложности.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данное изобретение направлено на устранение недостатков, присущих существующим решениям.

Хотя длительность исследования каждого интервала высокая (недели или даже месяцы) из-за параллельного сканирования всех интервалов общая длительность исследования для всей группы остается прежней и в контексте анализа разработки является вполне приемлемой. Современные высокоточные манометры, современные методы математической обработки и мульти-ядерная вычислительная техника позволяют сканировать целые участки и даже целиком месторождения с количественной интерпретацией результатов, причем даже на низкопроницаемых пластах.

Обязательным элементом в разработке месторождения является проведение комплекса исследований, которые по результатам интерпретации «должны» решить ряд задач: оценить текущие запасы углеводородов, создать и поддерживать постоянно действующую трехмерную модель месторождения (3D модель), на основе нее определить оптимальные режимы для действующих скважин и дать рекомендации по дальнейшему процессу разработки месторождения.

Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом ИКГ реализуется, согласно изобретению, выполнением этапов, на которых осуществляют:

- формирование исходной трехмерной гидродинамической модели

- моделирование многоскважинного исследования методом ИКГ

- подборку оптимального сценария исследования с заданными условиями

- проведение исследования на промысле по упомянутому сценарию

- получение данных по давлению с манометров

- определение фильтрационных параметров пласта c помощью интерпретации данных вокруг каждой исследуемой скважины

- обновление исходной гидродинамической модели с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.

Преимуществами изобретения являются:

• отсутствие необходимости останавливать добывающие скважины, в отличии от других подобных технологий,

• нагнетательные скважины за счёт компенсации не теряют в объеме закачиваемой жидкости.

При реализации изобретения, гидродинамическая модель включает параметры пласта и/или пластового флюида, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.

При реализации изобретения, в гидродинамической модели определяют возмущающие и реагирующие скважины.

При реализации изобретения, при формировании модели определяются критические зоны, в которых не рекомендовано проводить гидродинамические исследования.

При реализации изобретения, при моделировании исследования учитывают чувствительность и характеристики приборов.

При реализации изобретения, при моделировании сценариев работы скважин, рассчитывается прогнозный отклик на реагирующих скважинах.

При реализации изобретения, определяют длительность периода и режим работы скважин.

При реализации изобретения, при моделировании сценариев, критерием выбора оптимального сценария является расстояние между скважинами, текущая продуктивность скважин и параметры околоскважинной зоны.

При реализации изобретения, в исходную гидродинамическую модель добавляют информацию о динамической проницаемости пласта, анизотропию по проницаемости и возможных барьеров в пласте.

При реализации изобретения, анализируют обновленную гидродинамическую модель, уточняя наличия разломных нарушений между скважинами и/или уточняют положения зон выклинивания продуктивных пластов и/или корректируют систему разработки с учетом результатов исследований.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Процедура метода ИКГ изображена на следующих чертежах:

Фиг. 1 – Кривые изменения давления на возмущающей и реагирующей скважинах

Фиг. 2 – Зависимость амплитуды импульсов возмущения от дебита на возмущающей скважине

Фиг. 3 – Изменение режимов на возмущающей скважине

Фиг. 4 – План проведения исследования методом ИКГ

Фиг. 5 – Определение фильтрационных параметров пласта

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ниже будут описаны понятия и определения, необходимые для подробного раскрытия осуществляемого изобретения.

Горная порода, из которой состоит нефтяной пласт, обладает специфическими свойствами, характеризующими ее способность содержать и отдавать нефть в другие жидкости: пористостью и проницаемостью.

Пористостью называется отношение объема пор к полному объему породы:

Проницаемость () характеризует способность породы пропускать через свои поры жидкость. В простейшей модели фильтрации – классической модели упругого режима Щелкачева – скорость фильтрации флюида прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида (закон Дарси):

где – скорость фильтрации флюида, – динамическая вязкость флюида, – давление.

Нефтяной пласт, сложенный из горных пород (обладающих коллекторскими свойствами) насыщенных флюидами, имеет определенную толщину, ограниченную непроницаемыми пропластками, имеет собственные макроскопические параметры: пьезопроводность и гидропроводность. Именно эти параметры определяются в ходе проведения исследования методом ИКГ.

Пьезопроводность характеризует способность пласта передавать давление и зависит от проницаемости породы, вязкости жидкости и сжимаемости жидкости и породы:

,

где - коэффициент упругоемкости пласта по Щелкачеву, вычисляемый по формуле:

,

где – сжимаемость жидкости, – сжимаемость скелета.

Гидропроводность характеризует способность пласта пропускать жидкость, и связана с проницаемостью породы и вязкостью заполняющей жидкости формулой:

где – толщина пласта

Межскважинный интервал – это поровое пространство между скважинами, которое обладает такими свойствами как проницаемость, пористость. Он является существенным пробелом в области исследований стандартными методами исследований. Гидродинамические параметры межскважинного интервала необходимы для корректного описания фильтрационных потоков в дренируемом пласте.

Исследования скважин методом ИКГ проводится с целью определения фильтрационных параметров в зоне каждой скважины, анизотропии горизонтальной проницаемости, оценки интерференции скважин, определения непроницаемых границ.

Геоинформационная система — система сбора, хранения, анализа и графической визуализации пространственных (географических) данных и связанной с ними информации о необходимых объектах.

Формируют трехмерную гидродинамическую модель;

Для моделирования исследования используются параметры пласта, определяющихся на основе имеющихся данных (керн, ГИС, исследования прошлых периодов, добыча):

Анализируются и уточняются:

- параметры пласта (пластовое давление, пористость, общая сжимаемость коллектора, распределение толщины пласта в зоне каждой скважины, проницаемость), способные оказать влияние на распространение импульса возмущения по исследуемому участку коллектора.

- параметры пластового флюида (насыщенность/обводненность, плотности флюидов, вязкости, объемные коэффициенты), способные оказать влияние на распространение импульса возмущения по исследуемому участку коллектора.

- определяется возмущающая/реагирующая скважина, количество возмущающих импульсов, их периодичность, длительность, а так же режим работы скважин.

- длительность импульсов возмущения определяется из условия заметного изменения забойного давления на реагирующей скважине по сравнения с начальным пластовым давлением, при этом необходимо учитывать чувствительность прибора, а так же влияние шума в пласте.

Определяется зона, в которой не рекомендуется менять режимы работы скважин, проводить гидродинамические исследования во время проведения импульсного воздействия. Для этого вычисляется расстояние, равное радиусу исследования при предполагаемых свойствах пласта в зоне проведения гидропрослушивания.

На основе характеристик приборов (диапазон измерений, чувствительность, погрешность, условия эксплуатации, дискретность замеров, объем памяти, время непрерывной работы, габариты) и накладываемых ситуацией ограничениях формируется модель.

Моделируют исследование методом ИКГ;

Технология ИКГ состоит в создании серии изменений дебита (импульсов) на возмущающих скважинах.

Импульсами являются периоды добычи (или закачки). Изменения давления, вызванного импульсами, измеряются в реагирующих скважинах (Фиг. 1). Варьируя дебит возмущающих скважин, периоды добычи (или закачки), режимы работы скважины (нагнетание, добыча, простой), удается получить возможные сценарии исследования, которые имеют различные амплитуды импульсов возмущения.

И хотя длительность исследования каждого интервала высокая (недели или даже месяцы) из-за параллельного сканирования всех интервалов общая длительность исследования для всей группы остается прежней и в контексте анализа разработки является вполне приемлемой.

Таким образом, ИКГ является одним из типов гидропрослушивания и как и классическое гидропрослушивание, позволяет в своей основе выходит на численные значения таких параметров как гидропроводность, пьезопроводность и скин-фактор. Ключевым отличием метода является то, что за счет современных высокоточных манометров, современных методов математической обработки и мульти-ядерной вычислительной техники удается получить высокую помехоустойчивость метода и стабильно вычислять указанные параметры, что на практике позволяет сканировать целые участки и даже целиком месторождения с количественной интерпретацией результатов, причем даже на низкопроницаемых пластах.

Подбирают оптимальный сценарий исследования;

Оптимальные режимы исследования выбираются исходя из анализа амплитуды импульсов возмущения. Длительность импульсов возмущения определяется из условия заметного изменения забойного давления в реагирующих скважинах по сравнению с начальным пластовым давлением. Необходимо учитывать чувствительность прибора, а также влияние шума в пласте. Для этого проводится анализ чувствительности, куда входит: анализ чувствительности резервуара, анализ чувствительности трехмерной модели, анализ чувствительности прибора. Чувствительность резервуара анализируют по истории работы возмущающих скважин. При заданной приемистости, репрессия на пласт может варьироваться в определенных пределах, что влечет за собой определенную вариацию давления на реагирующих скважинах. При анализе гидродинамической модели, задаются различные шаги по времени и по сетке, выверяется диапазон изменения давления (Фиг. 2). Анализируя чувствительность прибора, учитывают его погрешность. Оцениваются фильтрационно-емкостные параметры (пористость, проницаемость), физико-химические свойства флюидов (объемный коэффициент, давление насыщения, вязкость, газосодержание, плотность, сжимаемость).

Данное изобретение позволяет использовать несколько возмущающих скважин и несколько реагирующих. Реагирующие скважины продолжают работать с постоянным дебитом, что позволяет избежать потери добычи нефти. Возмущающие скважины так же не теряют в общем объеме, за счёт компенсации нагнетания (добычи).

Для отделения откликов на реагирующих скважинах, задают «засечку» на возмущающих скважинах за счёт уменьшения нагнетания (добычи) и увеличения её длительности на каком-либо импульсе (для каждой скважины на разных периодах) (Фиг.3).

Проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию;

На основании расчетов по модели составляется полевой план проведения импульсного воздействия. Предоставляются прогнозируемые графики поведения забойного давления на возмущающих и реагирующих скважинах. ИКГ проводится согласно утвержденному графику исследования (Фиг.4.). Однако отклонение исследования от сценария по техническим причинам в промысловых условиях всё равно позволяет достичь эффект.

Определяют фильтрационные параметры пласта c помощью интерпретации данных, полученных в ходе выполнения упомянутого исследования;

Из-за значительного затухания, амплитуда колебаний на реагирующих скважинах может быть маленькой, не всегда видимой на фоне случайных помех и дрейфа пластового давления. В этом случае для анализа сигнала используется продвинутый метод обработки: импульсно-кодовое детрендирование (ИКД).

ИКД – это алгоритм вычитания тренда и выделения «полезного сигнала». Данный алгоритм преимущественно используется при интерпретации данных исследования методом ИКГ, когда на реагирующей скважине имеются помехи от других работающих скважин.

При выделении тренда основные данные не меняются, поэтому можно повторять операции построения тренда с разными параметрами и разными методами. После получения необходимой кривой нужно выполнить учет тренда.

Признаки правильного тренда: максимумы и минимумы разных периодов волн находятся примерно на одном уровне или, при разной амплитуде колебаний, симметричны относительно средней линии, максимумы и минимумы расположены примерно одинаково относительно границ периодов.

Полученные данные по давлению используются для определения значений гидропроводности, пьезопроводности и скин-фактора в зоне каждой скважины (Фиг. 5.).

Обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге;

По результатам, полученных, в рамках проведения исследования методом ИКГ и фактически полученных результатов проводится калибровка гидродинамической модели по новым данным. По результатам амплитуды колебаний делается вывод о наличии разломных нарушений и границы фронта нагнетаемой воды.

Выше приведено описание изобретения на примерах вариантов осуществления изобретения, считающихся в настоящее время предпочтительными, однако специалистам в данной области техники очевидно, что в него могут быть внесены многочисленные изменения и дополнения. В соответствии с этим, предполагается, что изобретение не ограничено конкретным вариантом его осуществления и должно интерпретироваться в пределах объема прав, определенных формулой изобретения.

По итогам ИКГ выдается заключение на:

• гидропроводность в районе каждой скважины

• пьезопроводность в районе каждой скважины

• скин-фактор каждой возмущающей скважины.

Высокая чувствительность и методологическая основа ИКГ позволяют расширить область зоны гидропрослушивания на

• многоскважинные участки с работающим фондом

• участки месторождений, с подозрением на не выявленные коммуникации, в том числе коммуникациями в межскважинном интервале

• низкопроницаемые нефтяные коллектора

• месторождения высоковязкой нефти

• газовые и газоконденсатные месторождения

• подземные хранилища газа

• участки, где проведение исследований ограничено во времени (морские платформы и другие труднодоступные места).

Импульсно-Кодовое Гидропрослушивание (ИКГ) представляет собой комплексное решение задачи межскважинного гидропослушивания и претендует на существенное расширение применимости традиционного гидропрослушивания на практике. Данное изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований в зоне каждой скважины. Формируют трехмерную гидродинамическую модель, далее моделируют исследование методом ИКГ, затем подбирают оптимальный сценарий исследования, после чего проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта c помощью интерпретации данных, в конечном итоге обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге. 10 з.п. ф-лы, 5 ил.

1.  Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом ИКГ, включающий следующие шаги:

формируют трехмерную гидродинамическую модель;

моделируют исследование методом ИКГ;

подбирают оптимальный сценарий исследования;

проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта, такие как: гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор, c помощью интерпретации данных, полученных в ходе ИКГ исследования;

обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.

2. Способ по п.1, в котором гидродинамическая модель включает параметры  пласта, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.

3. Способ по п.1, в котором гидродинамическая модель включает параметры  пластового флюида, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.

4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в гидродинамической модели определяют возмущающие и реагирующие скважины.

5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при формировании модели выделяют критическую зону, в которой запрещено проводить гидродинамические исследования.

6. Способ по п.1, характеризующийся тем, что по результатам моделирования и ограничений определяют необходимые характеристики приборов.

7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев работы скважин рассчитывается прогнозный отклик на реагирующих скважинах.

8. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев работы скважин определяют длительность периода и режим работы скважин.

9. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев, критерием выбора оптимального является расстояние между скважинами, текущая продуктивность скважин и параметры в зоне каждой скважины.

10. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в обновленную гидродинамическую модель добавляют информацию о динамической проницаемости пласта, анизотропию по проницаемости и возможных барьеров в пласте.

11. Способ по п.1, характеризующийся тем, что анализируют обновленную гидродинамическую модель, уточняя наличия разломных разрушений между скважинами и/или уточняя положения зон выклинивания продуктивных пластов и/или корректируя систему разработки с учетом результатов исследований.