СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДЛИТЕЛЬНОСТИ РЕГИСТРАЦИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2020 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления (КВД) при первичных и текущих исследованиях вертикальных и субгоризонтальных скважин, вскрывающих газоконденсатные залежи низкопроницаемых ачимовских отложений в условиях аномально-высокого пластового давления, в том числе может быть использован для указанных скважин с выполненными на них мероприятиями по интенсификации притока газа методом стандартного гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно общепринятым подходам эффективную проницаемость пласта и его газопроводимость можно достоверно определить по результатам интерпретации КВД, регистрированную после гидродинамических исследований скважин, по выходу режима течения газа на радиальный приток, который выражается в постоянной величине изменения забойного давления во времени регистрации КВД. В свою очередь ачимовские отложения в пределах Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения охарактеризованы аномально-высокими пластовыми давлениями и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что в совокупности с ограниченным временем проведения газодинамических исследований (ГДИ), минимизирует возможность выхода в процессе исследования скважины на радиальный режим течения и затрудняет получение достоверных фильтрационных характеристик пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации зарегистрированных КВД.

Из уровня техники известен способ определения пластового давления [RU 2239700, МПК Е21В 47/06, опубл. 10.11.2004], включающий остановку газовой или газоконденсатной скважины для регистрации КВД с заранее известными характеристиками пласта, позволяющий определить пластовое давление с высокой точностью по результатам неполной записи КВД.

Недостатком известного способа является ограниченная возможность его применения на скважинах с неизученными характеристиками пласта. Для реализации способа по результатам предшествующих исследований на скважине необходимо определить участок при графической обработке КВД, соответствующий псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации. Применение известного способа для скважин с гидравлическим разрывом пласта, ввиду неполной записи КВД, не позволит диагностировать изменение параметров трещины в процессе разработки.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков является способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче [RU 2652396, МПК Е21В 49/00, Е21В 47/06, G06G 7/48, опубл. 26.04.2018]. Способ включает регистрацию дебита и забойного давления скважины в течении длительного периода работы скважины, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных периода работы скважины, анализ добычи/давления до получения наилучшего совмещения и интерпретацию кривой восстановления давления, при этом интерпретация кривой восстановления давления и анализ добычи/давления выполняются совместно и циклически до получения наилучшего совмещения кривой восстановления давления в остановленной скважине.

К основным недостаткам известного способа относится отсутствие решений для скважин, вскрывающих многопластовый объект с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также отсутствие предложений по учету влияния эффекта интерференции на результаты исследования эксплуатационных скважин.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка способа прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления, при котором обеспечивается получение достоверных данных о фильтрационных характеристиках пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации газодинамических исследований скважин, вскрывающих газоконденсатные залежи низкопроницаемых ачимовских отложений, охарактеризованных аномально-высокими пластовыми давлениями, с минимально необходимым количеством инструментальных измерений.

При решении указанной проблемы получаемый технический результат заключается в сокращении величины времени простоя скважины и оптимизации длительности газодинамических исследований без потери информативности и точности результатов исследований.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что заявляемый способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления включает регистрацию дебита газа и забойного давления скважины в течение периода ее работы, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных работы скважины, согласно изобретению, определение длительности регистрации кривой восстановления давления проводят в зависимости от вида комплекса газодинамических исследований, при этом при первичном комплексе газодинамических исследований используют гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин, длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления определяют на основе величины эффективной проницаемости пористой среды пласта k, при значении величины k меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины k выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, при значении величины k в пределах 1,0 мД<k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании зависимости:

где t - длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления, ч;

k - значение эффективной проницаемости, мД;

а при текущем комплексе газодинамических исследований скважины используют результаты первичного комплекса газодинамических исследований этой скважины или гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин, дополнительно определяют половину расстояния до соседней скважины, после чего длительность остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления при текущем комплексе газодинамических исследований определяют по номограмме.

Заявляемый способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины позволяет обеспечить возможность определения времени остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления в ходе первичных и текущих исследований скважин, вскрывающих газоконденсатные залежи низкопроницаемых ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, оперируя только одним переменным параметром, а именно - эффективной проницаемостью пористой среды пласта. В случае низкопроницаемых ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, характеризующихся аномально-высоким пластовым давлением, использование заявляемого способа позволяет определить минимально-необходимый период длительности регистрации КВД, при этом сократив общее время простоя скважины, и получить с достаточной точностью данные в процессе последующей интерпретации результатов ГДИ.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показан график длительности остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления в зависимости от эффективной проницаемости пористой среды пласта; на фиг. 2 показана блок-схема алгоритма определения времени остановки скважины на регистрацию кривой восстановления при выполнении первичных исследований; на фиг. 3 показана номограмма для определения времени остановки скважины на регистрацию кривой восстановления при выполнении текущих исследований; на фиг. 4 показана блок-схема алгоритма определения времени остановки скважины на регистрацию кривой восстановления при выполнении текущих исследований.

Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины осуществляют следующим образом.

Первоначально при формировании программы исследований скважины определяют вид исследования: первичные, которые выполняются на вновь пробуренных скважинах; текущие, которые выполняются на эксплуатационных скважинах-кандидатах, адресно отбираемых по результатам авторского сопровождения реализации проектных решений, в объемах, установленных проектным документом.

При планировании программы исследований определяют режимы работы скважины с замером дебита газа и забойного давления, программа исследования завершается регистрацией КВД, длительность регистрации КВД в рамках программы прогнозируется с учетом пунктов 1 или 2, в зависимости от вида исследования (первичные или текущие).

1. Необходимо определить сколько продуктивных пластов вскрывает исследуемая скважина (один или несколько). Затем определяют эффективную проницаемость каждого вскрытого пласта, используя результаты ГДИ соседних скважин. В случае, если результаты газодинамических исследований соседних скважин, вскрывающих рассматриваемый пласт, отсутствуют, то эффективную проницаемость пласта определяют на основе его гидродинамической модели (фиг. 2).

На основании всех полученных, таким образом, значений эффективной проницаемости рассчитывают среднее значение эффективной проницаемости:

, где k_i - значение эффективной проницаемости пласта, мД; n - общее количество пластов, вскрываемых скважиной. При этом, в случае если известна газонасыщенная толщина каждого из вскрываемых скважиной пластов, h_i (м), то среднее значение эффективной проницаемости определяется по формуле:

Расчетное значение эффективной проницаемости используют в дальнейшем при прогнозировании длительности регистрации кривой восстановления давления, при этом, как было указано выше, при значении величины k меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины k выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, а при значении величины k в пределах 1,0 мД<k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании зависимости: t=826,67 ⋅ е^-0,477⋅k,

где t - длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления, ч;

k - значение эффективной проницаемости, мД.

2. Необходимо определить сколько продуктивных пластов вскрывает исследуемая скважина (один или несколько). Затем определяют эффективную проницаемость каждого вскрытого пласта используя результаты первичных исследований скважины или результаты ГДИ соседних скважин. В случае, если результаты первичных исследований скважины или исследований соседних скважин, вскрывающих рассматриваемый пласт, отсутствуют, то эффективную проницаемость пласта определяют на основе его гидродинамической модели (фиг. 4).

На основании всех полученных, таким образом, значений эффективной проницаемости рассчитывают среднее значение эффективной проницаемости: , где k_i - значение эффективной проницаемости пласта, мД; n - общее количество пластов, вскрываемых скважиной. При этом, в случае если известна газонасыщенная толщина каждого из вскрываемых скважиной пластов, h_i (м), то среднее значение эффективной проницаемости определяется по формуле:

Следует отметить, что в процессе разработки месторождения вокруг каждой эксплуатационной скважины образуется депрессионная воронка, которая радиально распространяется от забоя и, в конечном счете, интерферирует с воронками депрессии соседних скважин. Интерпретация результатов регистрации КВД, выполненной на скважине, имеющей интерферирующую депрессионную воронку, имеет следующую особенность: отсутствие возможности выхода режима течения на радиальный приток, в связи с наличием волны возмущения и постоянно растущей депрессионной воронкой от соседних работающих скважин. Поэтому в ходе проведения текущих исследований целесообразно выполнять остановку скважины для регистрации КВД до момента диагностирования первых признаков интерференционного влияния соседних скважин. Учитывая это, длительность остановки скважины определяют на основе номограммы (фиг. 3), для этого используют определенное значение эффективной проницаемости к и значение половины расстояния до соседней скважины. В случае, если прогнозируемая длительность регистрации КВД при текущих исследованиях, определяемая по номограмме, превышает 400 часов, то следует ограничиться значением, равным 400 часов.

Таким образом, рассмотренный в настоящей заявке способ, отличается от известных аналогов уникальностью, заключающейся в том, что его применение на практике позволяет определить оптимальное время остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления в ходе первичных и текущих исследований скважин, вскрывающих низкопроницаемые ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Пример №1 реализации заявляемого способа:

1. На скважине №1X0X5 выполнен первичный комплекс исследований.

2. Известно, что исследуемая скважина вскрывает один пласт.

3. По результатам исследований соседней скважины №1X0X3 получено, что эффективная проницаемость рассматриваемого пласта составляет 1,60 мД.

4. Указанная величина эффективной проницаемости лежит в интервале 1,0 мД<k≤4,0 мД.

5. Согласно зависимости (1), рекомендованная длительность регистрации КВД при первичных исследованиях скважины №1X0X5 равняется: t=826,67 ⋅ е^-0,477⋅k=826,670 ⋅ е^{-0,477⋅1,60}=3 8 5 часа.

6. Для того, чтобы определить достаточность рекомендованной длительности регистрации КВД, полученной согласно представленному способу, было выполнено сопоставление результатов интерпретации фактических результатов регистрации КВД, а также результатов, полученных искусственным сокращением времени простоя скважины до 385 часов (таблица 1). При этом, фактическая длительность регистрации кривой КВД составила 495 часов, в соответствии с программой исследовательских работ действующего проектного документа.

Как видно из таблицы, отклонение при определении пластового давления составляет менее 1%, полудлины трещины ГРП не превышает 5%. Данный факт подтверждает возможность сокращения длительности регистрации КВД без существенного снижения уровня точности в процессе последующей интерпретации результатов ГДИ.

Пример №2 реализации заявляемого способа:

1. На скважине №1YY24 выполнен текущий комплекс исследований.

2. Известно, что исследуемая скважина вскрывает один пласт.

3. По результатам исследований соседней скважины №1YY21 получено, что эффективная проницаемость рассматриваемого пласта составляет 3,60 мД.

4. Расстояние от скважины №1YY24 до соседней скважины №1YY21 составляет 1400 м.

5. Согласно номограмме (фиг. 3), рекомендуемая длительность регистрации КВД при текущих исследованиях скважины №1YY24 составляет, приблизительно, 125 часов.

6. Для того, чтобы определить достаточность рекомендованной длительности регистрации КВД, полученной согласно представленному способу, было выполнено сопоставление результатов интерпретации фактических результатов регистрации КВД, а также результатов, полученных искусственным сокращением времени простоя скважины до 125 часов (таблица 2). При этом, фактическая длительность регистрации кривой КВД составила 503 часа, в соответствии с программой исследовательских работ действующего проектного документа.

Как видно из таблицы погрешность в определении пластового давления составляет менее 2%, полудлины трещины ГРП не превышает 8%. Данный факт подтверждает возможность сокращения длительности регистрации КВД без существенного снижения уровня точности в процессе последующей интерпретации результатов ГДИ.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления (КВД) при первичных и текущих исследованиях вертикальных и субгоризонтальных скважин, вскрывающих газоконденсатные залежи низкопроницаемых ачимовских отложений в условиях аномально-высокого пластового давления. Техническим результатом является сокращение величины времени простоя скважины и оптимизация длительности газодинамических исследований без потери информативности и точности результатов исследований. Способ включает регистрацию дебита газа и забойного давления скважины в течение периода ее работы, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных работы скважины. При этом определение длительности регистрации кривой восстановления давления проводят в зависимости от вида комплекса газодинамических исследований. При первичном комплексе газодинамических исследований используют гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин. Длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления определяют на основе величины эффективной проницаемости пористой среды пласта k, при значении величины k меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины k выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, при значении величины k в пределах 1,0 мД<k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании математической зависимости. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

1. Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины, включающий регистрацию дебита газа и забойного давления скважины в течение периода ее работы, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных работы скважины, отличающийся тем, что определение длительности регистрации кривой восстановления давления проводят в зависимости от вида комплекса газодинамических исследований, при этом при первичном комплексе газодинамических исследований используют гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин, длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления определяют на основе величины эффективной проницаемости пористой среды пласта k, при значении величины k меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины k выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, при значении величины k в пределах 1,0 мД<k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании зависимости:

t=826,67 ⋅ е^-0,477⋅k, где t - длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления, ч;

k - значение эффективной проницаемости, мД.

2. Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины по п. 1, отличающийся тем, что при текущем комплексе газодинамических исследований скважины используют результаты первичного комплекса газодинамических исследований этой скважины или гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин, дополнительно определяют половину расстояния до соседней скважины, после чего длительность остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления при текущем комплексе газодинамических исследований определяют по номограмме.