Способ контроля положения газоводяного контакта Российский патент 2023 года по МПК E21B47/07 E21B47/10 

Предлагаемое изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для контроля текущего положения газоводяного контакта (ГВК) на разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождениях.

Из текущего уровня развития науки и техники известно, что ГВК - поверхность, выше которой из всех коллекторов, слагающих залежь, происходит только приток газа, а фазовые проницаемости для воды равны нулю. Начальное положение ГВК устанавливают по результатам геофизических исследований скважин на этапе её строительства и уточняют после расформирования зоны проникновения бурового раствора. В дальнейшем в процессе эксплуатации пласта его газонасыщенность меняется, в результате чего происходит вытеснение газа пластовой водой. Сопоставление начального и текущего распределений флюидов позволяет установить положение ГВК, контуров газонасыщенности, фронта внутриконтурного заводнения, а также количественно оценить полноту извлечения газа из выработанных зон.

Известен способ контроля процесса вытеснения газа в пласте по данным нейтронного каротажа (Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. - М.: «Недра», 1978), показания которого зависят от количества атомов водорода, присутствующего в породе: в водонасыщенном пласте из-за большего по сравнению с газонасыщенным количеством атомов водорода, оказывающих замедляющее действие на нейтроны, плотность потока нейтронов уменьшается. Данный способ предусматривает следующий порядок работ. После расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора проводят каротаж до начала продвижения подошвенных и законтурных вод в обсаженных скважинах. Полученные данные в дальнейшем используют как фоновые, а каротаж повторяют с определенной периодичностью. Сопоставляя результаты фонового и текущего каротажа по уменьшению плотности потока нейтронов, выделяют пласты, которые начали обводняться. Недостатком указанного способа является использование источников ионизирующего излучения для выполнения нейтронного каротажа, представляющих собой потенциальную причину радиационных аварий в случае несанкционированных действий с геофизическим прибором или геологических осложнений.

Известен способ определения текущего положения газожидкостного контакта при помощи электрического каротажа через эксплуатационную колонну [Аксельрод С.М. Применение электрического каротажа через стальную колонну // НТВ «Каротажник». - Тверь: АИС, 2009. - № 179. - с. 132-158]. Суть данного способа заключается в измерении текущего удельного электрического сопротивления пласта и его сравнения с удельным электрическим сопротивлением в открытом стволе скважины до начала её эксплуатации. В интервалах глубин, где отношение этих удельных электрических сопротивлений, именуемое индексом истощения, будет равно единице, пласты соответствуют изначально водонасыщенным или не вовлечённым в разработку. Пласты, в интервалах залегания которых к моменту проведения электрического каротажа через эксплуатационную колонну индекс истощения станет меньше единицы, будут соответствовать коллекторам со сниженной газонасыщенностью. В этом случае положение текущего ГВК будет определяться верхней границей пласта, значение индекса истощённости которого соответствует обводнившемуся коллектору. Недостатком указанного способа в первую очередь являются его техническая сложность и дороговизна. Кроме того, определенную трудность вызывает интерпретация полученных результатов, что связанно с неопределённостью в оценке сопротивления пластовой воды, которая не всегда сохраняет своё первоначальное сопротивление в условиях длительной эксплуатации и выпадении в поровом пространстве конденсационной влаги.

Также известны способы мониторинга изменения положения газоводяного контакта на основе ретроспективного контроля значения комплексного параметра проводимости (), определяемого при интерпретации результатов газодинамических исследований скважин [RU 2631287, МПК E21B 47/00, G01V 3/18, опубликован 20.09.2017 г. и RU 2735075, МПК E21B 47/10, опубликован 28.10.2020 г.]. Отличие этих методов между собой заключается только в подходе к интерпретации данных: в первом случае обработке подлежит только ранний радиальный фильтрационный поток, а во втором дополнительно обрабатывается поздний радиальный поток, что и ограничивает диапазон их реализации исключительно вертикальными или горизонтальными скважинами, соответственно. Главным общим недостатком этих способов является получение корреляционной связи между комплексным параметром проводимости и текущим положением ГВК только при дренировании однородного, изотропного по глубине пласта. Если же между интервалом перфорации и реальным положением ГВК будет располагаться непроницаемый пласт, то в этом случае будет невозможно определить фактическую латеральную динамическую проводимость всего вскрытого скважиной разреза для последующих пересчетов изменения эффективной газонасыщенной мощности и расчёта текущего положения ГВК. Учитывая, что практически все залежи в той или иной мере характеризуются выраженной вертикальной анизотропностью, указанные способы весьма ограничены в применении.

Для оценки положения ГВК можно также использовать способ последовательного термокаротажа в работающей и остановленной скважинах с сопоставлением полученных термограмм: отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта (Фык М.И. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебник / И.М. Фык, Е.И. Хрипко, под ред. проф. И.М. Фыка. - Харьков: Фолио, 2015. - 301 с.).

Недостатком указанного способа является его крайне ограниченная область применения. Для реализации способа необходимо провести геофизические исследования методом термометрии в работающей и остановленной скважине - в динамическом и статическом режиме. Выполнить каротаж в динамическом режиме можно только в случае если скважина перфорирована, оборудована фонтанным лифтом и технологической обвязкой. Таким образом, данный способ не может быть реализован в глухих (неперфорированных) наблюдательных скважинах, которые, как правило, и используются для контроля за динамикой газоводяного контакта при разработке месторождений природного газа.

При разработке данного технического решения была поставлена задача снизить риски радиационной аварии и стоимость исследований скважин при контроле за процессом вытеснения газа в пласте.

Решение поставленной задачи достигается за счет того, что способ контроля положения газоводяного контакта включает первичные геофизические исследования в неперфорированной наблюдательной скважине методом высокочувствительной термометрии и определение геотермического градиента при установившемся тепловом режиме в каждой скважине до начала внедрения пластовых вод в газовую залежь, создание базы результатов первичных геофизических исследований всех скважин с последующим анализом и сравнением текущих градиентов температур, полученных при повторных геофизических исследованиях по каждой скважине месторождения, с базовыми результатами, при этом верхняя граница интервалов глубин, в которых значение текущего градиента температур устойчиво превышает начальный геотермический градиент, будет соответствовать текущему положению ГВК.

Применяемый в заявляемом способе метод термометрии, заключающийся в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине, не предполагает использование источников с ионизирующим излучением и входит в состав стандартного комплекса каротажа наблюдательных скважин, поэтому не требует дополнительных затрат непосредственно на измерения в скважинах.

Явление изменения градиентов температур связано со снижением пластового давления в результате неизотермического процесса фильтрации газа в пористой среде в процессе его отбора, вызывающим из-за эффекта Джоуля-Томсона и адиабатического расширения охлаждения газа. При этом под действием гидродинамического напора происходит внедрение в газовую залежь пластовой воды с более глубоких горизонтов, характеризующихся более высокой температурой. Вследствие теплообмена пористая среда приобретает температуру пластовой воды, и градиент температуры восстанавливается до первоначального, что в последующем формирует положительную температурную аномалию.

Заявленный способ реализуется следующим образом. В неперфорированной наблюдательной скважине для снятия начального теплового фона до начала внедрения пластовой воды в газовую залежь выполняют замер температуры высокочувствительным термометром при установившемся тепловом режиме (отсутствие заколонных перетоков флюидов за счёт некачественного цементажа обсадной колонны и пропусков газа по негерметичным резьбовым соединениям). Далее на основе проведенных замеров температуры рассчитывают начальный (фоновый) геотермический градиент, неискажённый газо-, гидродинамическими процессами в пористой среде при разработке залежи, который заносится в соответствующую базу данных:

где - начальный (фоновый) геотермический градиент, °С/м;

- изменение температуры пород на различных глубинных отметках, °С;

- разность глубин, на которых происходит изменение температур, м.

Затем в процессе разработки газовой залежи выполняют регулярные временные замеры температуры высокочувствительным термометром и рассчитывают текущий температурный градиент:

где - текущий температурный градиент, °С/м;

- изменение температуры пород на различных глубинных отметках, °С;

- разность глубин, на которых происходит изменение температур, м.

По полученным температурным градиентам выделяют коллектора, для которых устойчиво выполняется условие:

,

что соответствует вытеснению газа пластовой водой, при этом верхняя граница такой аномалии с устойчивым превышением текущим температурным градиентом начального (фонового) геотермического градиента будет соответствовать текущему положению ГВК.

Предложенный способ контроля положения ГВК был реализован в разрезе скважины 58 Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения, каротажные диаграммы которого представлены на фиг. 1: а - начальные (фоновые) замеры теплового фона (), начального (фонового) геотермического градиента () и нейтронного каротажа до начала внедрения пластовой воды в газовую залежь (); б - повторные замеры теплового фона (), сопоставление начального (фонового) геотермического градиента ( сплошная линия) и текущего температурного градиента ( пунктирная линия), а также сопоставление нейтронного каротажа до начала внедрения пластовой воды в газовую залежь ( сплошная линия) и временных замеров нейтронного каротажа ( пунктирная линия). Устойчивое превышение текущего температурного градиента относительно начального (фонового) геотермического градиента наблюдается в интервале глубин 1100-1160 м, где согласно разрезу скважины преобладают песчаник и алевролит. Следовательно, глубина 1100 м будет соответствовать текущему положению ГВК, что подтверждается результатами нейтронного каротажа с наблюдаемым отклонением временных замеров нейтронного каротажа от начальных значений в указанном интервале глубин, соответствующем коллектору с вытеснением газа пластовой водой (заштрихованная зона).

Таким образом, определение положения ГВК в процессе разработки газовой залежи с помощью нейтронного каротажа и предложенного способа дали одинаковые результаты, что доказывает эффективность использования последнего для контроля процесса вытеснения газа в пласте с одновременным снижением рисков радиационных аварий и стоимости исследований скважин.

Изобретение относится к способу контроля положения газоводяного контакта. Способ включает первичные геофизические исследования в неперфорированной наблюдательной скважине. Определяют геотермический градиент при установившемся тепловом режиме в каждой скважине до начала внедрения пластовых вод в газовую залежь. Создают базу результатов первичных геофизических исследований всех скважин с последующим анализом и сравнением текущих градиентов температур, полученных при повторных геофизических исследованиях по каждой скважине месторождения, с базовыми результатами. Верхняя граница интервалов глубин, в которых значение текущего градиента температур устойчиво превышает начальный геотермический градиент, соответствует текущему положению газоводяного контакта. Технический результат заключается в эффективном контроле процесса вытеснения газа в пласте с одновременным снижением рисков радиационных аварий. 1 ил.

Способ контроля положения газоводяного контакта, включающий первичные геофизические исследования в неперфорированной наблюдательной скважине методом высокочувствительной термометрии и определение геотермического градиента при установившемся тепловом режиме в каждой скважине до начала внедрения пластовых вод в газовую залежь, создание базы результатов первичных геофизических исследований всех скважин с последующим анализом и сравнением текущих градиентов температур, полученных при повторных геофизических исследованиях по каждой скважине месторождения, с базовыми результатами, при этом верхняя граница интервалов глубин, в которых значение текущего градиента температур устойчиво превышает начальный геотермический градиент, будет соответствовать текущему положению газоводяного контакта.