Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений Российский патент 2024 года по МПК E21B47/06 

Предлагаемое техническое решение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для актуализации газогидродинамической модели газоконденсатных месторождений, осложненных сетью разрывных нарушений.

Данный метод пока не имеет широкого применения на газовых месторождениях вследствие повышенной сжимаемости газа по сравнению с нефтью и гораздо большей удаленностью газовых скважин друг от друга и от разломов. Есть немногочисленные примеры использования этого метода при расстояниях между скважинами до 800 м.

Известен способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (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, с помощью интерпретации данных, полученных в ходе ИКГ исследования, обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге (Патент РФ № 2666842, опубл. 12.09.2018 бюлл. № 26).

Недостатком указанного выше технического решения является невозможность его применения для скважин газовых и газоконденсатных месторождений ввиду увеличенного расстояния между забоями возбуждающей и реагирующих скважин, особенностями определения коэффициента проницаемости пласта, гидропроводности пласта, пьезопроводности пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффекта (степень загрязнения призабойной зоны пласта) и проводимости выделенных по данным сейсморазведки тектонических нарушений (разломов) газовых и газоконденсатных месторождений.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения, включающий создание импульса давления в возмущающей скважине и регистрацию отклика в принимающей скважине, отличающийся тем, что в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в

нагнетательную с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта, при помощи которого создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин (Патент РФ № 2465455 опубл. 27.10.2012).

Недостатком указанного выше технического решения является отсутствие учёта сжимаемости флюида газовых и газоконденсатных месторождений.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является определение коэффициента проницаемости пласта, гидропроводности пласта, пьезопроводности пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффекта (степень загрязнения призабойной зоны пласта) и проводимости, выделенных по данным сейсморазведки тектонических нарушений (разломов). Эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Техническим результатом заявленного способа является корректировка геологической и газогидродинамической моделей данными об анизотропии продуктивных пластов и мезонеоднородности залежей, что позволит повысить качество планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) и выбора траектории заканчивания скважин с горизонтальным окончанием ствола.

Технический результат обеспечивается тем, что получение данных о проводимости разломов обеспечивает возможность создания достоверных газодинамических моделей залежей при решении вопросов рационального размещения скважин эксплуатационного фонда, выбора режимов их работы, прогноза обводнения продуктивных интервалов и многих других, возникающих при освоении залежей.

При сложном геотектоническом строении месторождения (например, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (HГKM), кроме неоднородности фильтрационных свойств собственно продуктивных пластов по простиранию, значительное влияние на характер отработки пластов при освоении залежей углеводородов (УВ) оказывают разрывные нарушения.

Традиционно, как при подсчете запасов, так и для действующей газодинамической модели залежей принято, что разломы являются экранирующими, фильтрация флюидов между блоками отсутствует. Вместе с тем на керновом материале по разведочным скважинам наблюдалась система трещин, характеризующих зоны дробления при тектонических явлениях, как заполненных («залеченных») карбонатным материалом, так и открытых. Таким образом, вопрос проводимости разломов или её отсутствия остается открытым.

Для того, чтобы получить информацию на большем удалении от ствола скважины, необходимо провести исследования по межскважинному прослушиванию.

Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений заключается в том, что производят наблюдение за изменениями давления, происходящими в реагирующих скважинах при изменении отбора флюида в возмущающих скважинах, по результатам этих исследований определяют коэффициент проницаемости пласта k, гидропроводность пласта , пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины (χ) , а также скин-эффект (S) и проводимость выделенных по данным сейсморазведки тектонических нарушений, затем резко изменяют режим работы в возбуждающей скважине и наблюдают за давлением в одной или нескольких реагирующих скважинах во времени, причем достаточность возбуждения подтверждается обязательным предварительным расчетом или оценкой характера взаимодействия скважин на основе математического моделирования с использованием программного обеспечения KAPPA SAPHIR, и предварительный расчет основан на величине стабильного дебита возбуждающей скважины, который реально поддерживают в течение проектного времени эксперимента.

Возмущение состоит в изменении состояния возбуждающей скважины (остановка, пуск, изменение дебита). Достаточность возбуждения подтверждается обязательным предварительным расчетом минимального времени реагирования скважин после начала возбуждения, по истечении которого аномалия изменения давления в реагирующей скважине превысит пороговое значение, и выполняют оценку характера взаимодействия скважин путем анализа формы кривых реагирования на основе математического моделирования. Предварительный расчет должен быть основан на величине стабильного дебита возбуждающей скважины, который реально поддерживать в течение интервала времени в полтора раза больше минимального времени реагирования (tp) и называется проектным временем эксперимента (ts = 1,5 tp).

Минимальным временем реагирования (tp) считается время после начала возбуждения, по истечении которого аномалия (изменение) давления в реагирующей скважине превысит пороговое значение 0,002-0,004 МПа. Применение современных высокочувствительных манометров с пределом чувствительности 0,001 МПа может существенно сократить полное время проведения эксперимента, которое должно в 3-5 раз превышать минимальное (при условии низкого уровня флуктуационных помех).

Способ создания возмущения выбирается исходя из стадии разработки месторождения.

На стадии эксплуатационного разбуривания (на которой в настоящее время находится Чаяндинское месторождение) целесообразно использовать следующую последовательность изменений режима работы возбуждающей скважины:

1) освоение скважины;

2) проведение газодинамических исследований (ГДИ), интерпретация результатов, установка величин реальных дебитов;

3) расчет минимального времени реагирования для каждой из намеченных скважин, исходя из максимально возможного стабильного дебита возбуждающей скважины. Скважины, в которых минимальное время реагирования будет превышать 30 суток, исключаются из списка реагирующих скважин;

4) В реагирующих скважинах производится спуск глубинного манометра и регистрация забойного давления в течение трое суток. В радиусе менее 5 км от реагирующих скважин не должны находиться другие осваиваемые скважины или работающие на нестабильном режиме;

5) Через трое суток осуществляется запуск возбуждающей скважины в режим расчетного дебита. Работа скважины нa выбранном режиме продолжается в течение времени, двукратно превышающего расчетное минимальное время реагирования;

6) Измерение давления в реагирующей скважине выполняется в течение времени, трехкратно превышающее минимальное время реагирования. При нахождении скважины за разломом и отсутствии изменений давления более 0,002 МПа разлом признается изолирующим. Для реагирующих скважин, удаленных более чем на 3 км от возбуждающих, время ожидания реакции может быть увеличено на 50%.

7) После окончания работы возбуждающей скважины в течение регламентированного времени (п. 5), производится остановка скважины на регистрацию кривой восстановления давления (КВД).

8) Выполняется интерпретация кривых реагирования путем анализа формы кривых и сравнения с результатами моделирования. Рассчитываются фильтрационные характеристики, обосновываются выводы о проводимости разломов. Обрабатывается КВД возбуждающей скважины. Проводится общий анализ исследований с корректировкой геологической и гидродинамической моделей.

На стадии разработки залежей согласно проекту разработки (технологической схемы), методика проведения гидропрослушивания будет существенно отличаться. Основное требование к эксперименту остается прежним - создание достаточного по величине импульса давления в возбуждающей скважине. В качестве возбуждения может быть выбрана остановка скважины. Этот вариант имеет преимущество в том, что не потребуется дополнительно подбирать режимы работы остальных скважин, работающих в тот же шлейф. Реагирующие скважины могут продолжать работать на выбранном режиме, какое-либо регулирование режима работы или противогидратные мероприятия исключаются. Это существенно сокращает список скважин, пригодных для выбора в качестве реагирующих в условиях Чаяндинского НГКМ. В радиусе дренирования куста добывающие скважины должны работать на постоянном режиме. В качестве реагирующей может быть выбрана наблюдательная перфорированная или пьезометрическая скважина, при их наличии на приемлемом расстоянии и соответствия целям исследований.

Если при работе возбуждающей скважины требуется проведение каких-либо мероприятий для поддержания стабильного режима работы, то время проведения этих работ обязательно фиксируется и учитывается при анализе кривых реагирования.

Проведение гидропрослушивания в период эксплуатации месторождения имеет неоспоримое преимущество в том, что отсутствуют потери газа, которые могут быть весьма существенными. Возбуждающая скважина либо останавливается, либо продолжает работать в шлейф. Недостатки: возможная нестабильность работы близко расположенных скважин и их влияние на результаты, необходимость подбора группового режима кустовых скважин, необходимость остановки реагирующих скважин для проведения ГИС-контроля.

Обработка кривых реагирования производится на качественном и количественном уровне.

Качественная обработка заключается в анализе формы кривой, определении уровня фоновых колебаний, наличии или отсутствии реакции на возбуждение, наличии аномалий, не связанных с основным возбуждением, наличии или отсутствии аномалий, связанных с разрывным нарушением, сопоставлении с теоретически рассчитанной кривой.

Способы обработки кривых реагирования:

1) графоаналитические методы (способ касательной);

2) методы характерных точек (по экстремуму кривой);

3) методы эталонных кривых;

4) аналитические методы.

Кривые реагирования обычно строят в координатах dP-t (dP – изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой).

При обработке кривых гидропрослушивания (фиг. 1) способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине dP_k, соответствующему времени t_k, когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб. Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в возмущающей скважине. h - эффективная толщина пласта, м, μ - динамическая вязкость газа в пластовых условиях (средняя), сП (сантипуаз) - внесистемная вязкость газа в пластовых условиях.

Коэффициент пьезопроводности пласта χ определяют также по времени t, считываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослушивания.

где R- расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м.

На фиг. 1 изображена кривая гидропрослущивания с точкой перегиба.

По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т.к. последняя может иметь такую форму, при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т.е. этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину дебита ΔQ и поддерживается неизмененным.

Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум (фиг. 2).

Коэффициент пьезопроводности в этом случае можно определить по формуле:

где t₁; — время между первым и вторым изменением дебита;

t2 =t_max – t₁;

- значение дебита в пластовых условиях при первом изменении;

- значение дебита в пластовых условиях при втором изменении.

При использовании метода эталонных кривых результаты исследований представляются в виде графика гидропрослушивания (изменение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей) (фиг. 3). По оси ординат откладывается изменение забойного давления реагирующих скважин, а по оси абcцисс - время в часах. Время отсчитывается с момента изменения режима работы возмущающей скважины (точка В).

Изменение давления Δ p_i в момент времени t_i, соответствующее вертикальному отрезку , берется между фоном (AA₁) и фактической кривой в реагирующей скважине (ВС).

Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления.

На фактическую кривую накладывается эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания (фиг. 4), рассчитанная аналитически (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы).

При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных осей обеих кривых. Фиксируются значения совпадающих точек кривых эталонной и фактической по давлению и по времени (соответственно Δp₁ и t_{1 -} для эталонной кривой, Δр_ф и t_ф для фактической).

Параметры пласта рассчитываются из соотношений:

где ΔQ - изменение дебита возмущающей скважины;

R - расстояние между двумя взаимодействующими скважинами.

Тем самым определяется величина пьезопроводности пласта в зоне дренирования скважины (χ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Техническим результатом является уточнение геологической и газогидродинамической моделей данными об анизотропии продуктивных пластов и мезонеоднородности залежей, что позволит повысить качество планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) и выбора траектории заканчивания скважин с горизонтальным окончанием ствола. Заявлен способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений, в котором производят наблюдение за изменениями давления, происходящими в реагирующих скважинах при изменении отбора флюида в возмущающих скважинах. По результатам этих исследований определяют коэффициент проницаемости пласта, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект и проводимость выделенных по данным сейсморазведки тектонических нарушений. Затем резко изменяют режим работы в возбуждающей скважине и наблюдают за давлением в одной или нескольких реагирующих скважинах во времени, причем достаточность возбуждения подтверждается обязательным предварительным расчетом минимального времени реагирования скважин после начала возбуждения, по истечении которого аномалия изменения давления в реагирующей скважине превысит пороговое значение. Выполняют оценку характера взаимодействия скважин путем анализа формы кривых реагирования на основе математического моделирования с использованием программного обеспечения KAPPA SAPHIR. При этом предварительный расчет основан на величине стабильного дебита возбуждающей скважины, который поддерживают в течение проектного времени эксперимента после начала возбуждения. 4 ил.

Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений, заключающийся в том, что производят наблюдение за изменениями давления, происходящими в реагирующих скважинах при изменении отбора флюида в возмущающих скважинах, по результатам этих исследований определяют коэффициент проницаемости пласта, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект и проводимость выделенных по данным сейсморазведки тектонических нарушений, затем резко изменяют режим работы в возбуждающей скважине и наблюдают за давлением в одной или нескольких реагирующих скважинах во времени, причем достаточность возбуждения подтверждается обязательным предварительным расчетом минимального времени реагирования скважин после начала возбуждения, по истечении которого аномалия изменения давления в реагирующей скважине превысит пороговое значение, и выполняют оценку характера взаимодействия скважин путем анализа формы кривых реагирования на основе математического моделирования с использованием программного обеспечения KAPPA SAPHIR, при этом предварительный расчет основан на величине стабильного дебита возбуждающей скважины, который поддерживают в течение проектного времени эксперимента после начала возбуждения.