Способ вскрытия и освоения скважины Советский патент 1992 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к исследованию и освоению нефтегазовых скважин и может быть использовано при контроле качества вскрытия и освоения скважин на старых разрабатываемых месторождениях.

Известен способ освоения объектов путем снижения уровня жидкости в перфорированной колонне, включающий контроль качества цементного камня в период его твердения, причем освоение производят не ранее времени окончания схватывания цемента и не позднее времени превышения прочности камня под давлением стенок скважины.

Недостатком такого способа является то, что он не гарантирует достоверность принадлежности извлекаемой жидкости осваиваемому объекту и, кроме того, не дает

информацию об эксплуатационных характеристиках пласта.

Известен также способ вскрытия и освоения скважины, включающий снижение уровня скважинной жидкости, перфорацию колонны в интервале продуктивного пласта и вызов притока.

Однако известный способ также не обеспечивает контроль качества вскрытия пласта и гидродинамической связи системы скважина - пласт. Кроме того, отсутствуют сведения о техническом состоянии скважины в области продуктивного пласта и о принадлежности извлекаемой жидкости продуктивному перфорированному пласту,

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

В настоящее время очень большой объем бурения скважин осуществляют для упVJ Ю

Ј

лотнения существующей сетки скважин. В таких условиях известно (по данным соседних скважин) о давлении в осваиваемых пластах и о добывных возможностях этих объектов. Поэтому в предлагаемом способе предварительно, до перфорации, осуществляют снижение уровня в колонне и затем уже производят перфорацию, что вследствие возникновения депрессии на пласт непосредственно после перфорации вызывает приток жидкости из пласта. При этом для контроля за гидродинамической связью пласта и скважины, контроля принадлежности, анализируемой затем жидкости, осваиваемому объекту, а также для определения эксплуатационных характеристик перфорированного пласта предлагается проводить измерения температуры в интервале исследований. Информация при этом получается вследствие того, что термограмма до перфорации колонны является фотовой, а после перфорации,как показали экспериментальные работы, на термограмме перфорированный интервал отмечается всегда аномалией разогрева, причем эта аномалия практически симметрична (с учетом естественной тепловой конвекции) относительно перфорированного пласта. Существенное нарушение симметрии (его характер) несет информацию о состоянии пласта и скважины о наличии гидродинамической связи пласта и скважины, о наличии перетоков жидкости за колонной в перфорированный интервал, о расходе жидкости и т.д.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В выбранной скважине до перфорации осуществляют снижение уровня известными средствами, так что регистрируют распределение температуры в интересующем интервале. Производят перфорацию колонны против объекта, который необходимо освоить. Регистрируют серию термограмм непосредственно после перфорации в процессе притока жидкости в скважину и производят анализ состава извлекаемой жидкости (известными способами). Производят сопоставление термограмм, зарегистрированных до и после перфорации. С учетом изменений температуры и анализа состава жидкости, извлекаемой из пласта, устанавливают достоверность притока из заданного продуктивного интервала.

Замер температуры производят до перфорации. Выделяется сравнительно небольшая температурная аномалия, обусловленная тепловыделением в цементе. Термограмма зарегистрирована через 1 ч после перфорации Отмечается значительная температурная аномалия связанная с перфорацией колонны. Центр аномалии приходится на середину перфорированного интервала, а сама аномалия имеет симметричную форму. Температура в нижней и верхней частях скважины (относительно интервала перфорации) соответствует фоновому замеру. Последующий замер температуры показывает лишь процесс восстановления температуры в исследуемом интервале. Это

0 свидетельствует об отсутствии притока жидкости из пласта.

Практическая реализация способа осуществлена на скважинах разведочных площадей Башкирии.

5 Реализация способа осуществлялась в соответствии с формулой изобретения.

В скважине предварительно до перфорации снизили уровень жидкости до 800 м. Зарегистрировали фоновое распределение

0 температуры в скважине, затем осуществили перфорацию колонны и зарегистрировали термограммы соответственно через 1 и 1,5 ч после перфорации. Анализ сопоставления термограмм показывает, что после пер5 форации из пласта начался приток жидкости. Приток жидкости из пласта в данном случае разделяет сформированную при перфорации температурную аномалию. В зумпфе скважины аномалия не изменяется,

0 что свидетельствует об отсутствии движения жидкости в этом интервале, как внутри, так и за колонной. В верхней части интервала перфорации зарегистрировано перемещение температурной аномалии,

5 вызванной перфорацией вверх от места перфорации. Перемещение аномалии вверх (тепловая метка) указывает на приток жидкости из перфорированного интервала, т.е на гидродинамическую связь системы пласт

0 - скважина, причем по скорости смещения аномалии произвели оценку дебита притекающей из пласта жидкости 5 м3/сут. Затем произвели анализ состава извлекаемой из пласта жидкости. По результатам сопостав5 ления термограмм и состава жидкости получили, что из пласта притекает нефть с небольшим процентом воды, причем вода в данном случае поступает из перфорированного пласта.

0 Термограммы зарегистрированы после снижения уровня до 1000 м перед перфорацией колонны и после перфорации через 30 и 60 мин в процессе притока жидкости При сопоставлении термограмм до и после

5 перфорации можно отметить наличие положительной аномалии в зоне перфорированного интервала. Из сопоставления следует наличие притока жидкости. Анализ состава жидкости свидетельствует о преимущественном поступлении пластовой воды в скважину. По данным анализов сопоставления термограмм и состава жидкости получаем результат, что вода в продукции связана с наличием заколонного перетока жидкости в интервале зумпфа скважины. Необходимы изоляционные работы по ликвидации причины преждевременного обводнения.

Предлагаемый способ обладает существенными преимуществами: не загрязняется призабойная зона осваиваемого пласта; сокращается время освоения объектов; обеспечивается достоверность в оценке характера насыщенности объекта освоения; возможно проведение ранней (в процессе освоения) диагностики технического состояния скважины.

0

5

Формула изобретения Способ вскрытия и освоения скважины, включающий снижение уровня скважинной жидкости, перфорацию обсадной колонны в интервале вскрытия продуктивного пласта и вызов притока, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет возможности контроля гидродинамической связи системы пласт - скважина, снимают термограммы в пределах продуктивного интервала до и после перфорации, а в процессе вызова притока производят анализ состава пластовой жидкости, при этом достоверность притока из заданного продуктивного интервала устанавливают путем сравнения результатов анализа-состава жидкости и зарегистрированных термограмм.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-ти. Цель - повышение эффективности способа за счет возможности контроля гидродинамической связи системы пласт - скважина. В скважине снижают уровень жидкости, перфорируют обсадную колонну в интервале вскрытия продуктивного пласта и снимают термограммы в пределах продуктивного пласта до и после перфорации. В процессе вызова контакта производят анализ состава пластовой жидкости. Достоверность притока из заданного продуктивного интервала устанавливают путем сравнения результатов анализа состава жидкости и зарегистрированных термограмм.