Способ исследования продуктивных пластов Советский патент 1992 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может быть использовано при разделении нефтяных и обводнившихся перфорированных пластов при компрессорном освоении скважин

Известен способ исследования продуктивных пластов нейтронными методами 1. Нефтяные и обводненные пласты определяются по различию хлоросодержгшия в нефтеносных и водоносных пластах. Однако способ не может быть использован для разделения пластов в случае обводнения пластов водами низкой минерализации - опресненными и пресными, поскольку нейтронные параметры таких сред неразличимы.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ исследования продуктивных пластов включающий регистрацию серии термограмм после пуска скважины и по крайней мере одну из них после инверсии температурной аномалии против продуктивного пласта выделенной при сопоставлении термограмм 2 Обводненные и нефтеносные пласты определяют по характерному изменению аномалии калориметрического смешивания против продуктивного пласта связанного с различием подвижностей и величин эффектов дросселирования в обводненных и нефтеносных пластах.

Однако известное техническое решение имеет существенный недостаток, связанный с низкой достоверностью получаемых результатов из-за малой дифференциации температурных эффектов в случае близости значений подвижностей (вязкостей) нефти и воды (что встречается довольно часто) и особенно в пластах с большим газовым фактором.

СП

С

VI

х| О v| оо О

Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности определения обводненных и нефтеносных пластов с большим газовым фактором.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе исследования продуктивных пластов, включающем регистрацию, пуск скважины, снятие серии термограмм и, по крайней мере, одной после инверсии температурной аномалии против продуктивных пластов и определение интервалов притока нефти по инверсии температурной аномалии, предварительно определяют давление насыщения нефти газом в пласте, а пуск скважины осуществляют путем снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом,

Причем снижение забойного давления ниже давления насыщения осуществляют путем спуска насосно-компрессорных труб на расчетную глубину с последующим снижением уровня жидкости, с помощью компрессора.

Выделение нефтеносных и обводненных интервалов при исследовании продуктивных пластов в процессе освоения скважин является важной проблемой, поскольку решить подобную задачу известными методами затруднительно. В особенности это относится к пластам обводненных пресными и опресненными водами, а также к низкрдебитным пластам. Однако пластовые нефти и воды отличаются газосодержанием. Эффективность исследования продуктивных пластов по разделению нефтеносных и обводненных (водоносных) пластов может быть повышена, если использовать это различие. Каждый кубометр нефти в пластовых условиях содержит до300-400м растворенного газа. Тогда как газовый фактор воды не превышает 1,5-2 м /м , а с увеличением минерализации он уменьшается. При снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти создаются условия для выделения значительного количества газа из нефти в прискважинной зоне и фильтрации ее с выходом к скважину, а в воде этот обьем ничтожен, Учитывая то, что коэффициент Джоуля-Томсона для воды, нефти и газа сильно отличаются (средние значения 0,020C/aTMiO,04°C/aTM и - 0,2°С/атм соответственно), что приводит при фильтрации их по пласту к различным по знаку и величине дроссельным температурным эффектам, создается сильная контрастность (по знаку) температурных аномалий после снижения Рзаб ниже Рнас и отключения компрессора.

Регистрируя серию термограмм после пуска скважины снижением забойного давления ниже давления насыщения нефти газом, в нефтяном пласте будет происходить

изменение температуры от отрицательного (относительно температуры горных пород) до положительного значения. После отключения компрессора при приток из пласта будет приводить к охлаждению по0 ступающего флюида, затем по мере возрастания забойного давления из-за притока при превышении Р3аб давления насыщения будет осуществляться разогрев притекающей жидкости, т.е. в этом смысле произой5 дет инверсия температурной аномалии.

Против водоносного или обводненного пласта, независимо от ее минерализации инверсии наблюдаться не будет, а будет только положительная или только отрица0 тельная температурная аномалия (в зависимости от температуры воды в пласте). Таким образом достигается достоверность определения обводненных и нефтеносных пластов при термических исследованиях

5 скважин в период освоения

Таким образом, пуск скважины путем снижения забойного давления ниже насыщения нефти газом позволяет повысить достоверность решения рассматриваемой

0 задачи вследствие изменяющегося Р3аб (от

Рзаб Рнас ДО Рзаб Рнас) И Проведения В

этот период замеров температуры. В частности достигается однозначность при прорыве в скважину по пласту закачиваемой

5 воды с температурой ниже пластовой. Если ограничиться термограммой только при Рзаб Рнас здесь возникает неоднозначность для разделения водо- и нефтеносного пластов, т.к. в том и в другом случае будет

0 наблюдаться снижение температуры относительно пластовой. И только наличие замеров серии термограмм, включая замеры при повышении давления и при Р3аб Рнас (когда меняется знак аномалии против нефте5 носного пласта) позволяет достичь однозначность результатов исследований. Т.е. необходимо по крайней мере одну термограмму зарегистрировать при РЭаб Рнас после инверсии температурной аномалии.

0Способ осуществляют следующим образом.

Определяют давление насыщения нефти в пласте (любыми известными способами и методами); затем устанавливают термо5 метр выше интервала исследований, т.е. выше продуктивных пластов, снижают забойное давление ниже давления насыщения (например, выбором (путем расчета) глубины спуска НКТ и снижением уровня жидкости компрессором до прорыва воздуха через НКТ) и компрессор отключают; непосредственно после начала притока флюида из пластов (определяется по блику гальванометра каротажного осциллографа) производят регистрацию серии термограмм в продуктивной части разреза. При этом предусматривается регистрация по крайней мере одной термограммы после инверсии температурной аномалии (против продуктивного пласта (т.е. после превышения забойного давления над давлением насыщения, что можно определить при необходимости термометром по, положению динамического уровня жидкости): термограммы сопоставляют, затем против пластов с инверсией температурной аномалии судят о притоках нефти, а с отсутствием инверсии - притоках воды.

Пример конкретной реализации способа.

Способ реализации в скважине Каба- ковской площади в период ее компрессорного освоения.

Реализация осуществлялась в соответствии с формулой изобретения. В скважине перфорированы два объекта в интервалах 2411,2-2413,2 м; 2415-2422 м. По промысловым данным определили давление насыщения нефти газом - оно меняется для Кабаковской площади для данных пластов - от 52 до 60 атм. Для снижения забойного давления ниже давления насыщения необходимо, чтобы стол жидкости (воды) над перфорированными пластами создавал давление (рд h) меньше 52 атм. Исходя из этого в скважину спустили насосно-комп- рессорныетрубы до глубины 2000м,т.е. при прорыве воздуха через НКТ давление столба в скважине (Рзаб.) будет порядка 40 атм (меньше 52 атм). Установили термометр в скважине выше продуктивных пластов. После снижения уровня жидкости и прорыва воздуха компрессор отключили (т.е. осуществили пуск скважины) и начали регистрацию термограмм. При этом против нижнего пласта зарегистрировали отрицательную температурную аномалию ( - ДТниз . ) , а против верхнего пласта положительную аномалию (+ ДТВерх). На

термограммах при притоке жидкости наблюдается значительное изменение температуры против нижнего пласта, а через 3 часа после достижения уровня жидко- сти 1650 м (определили по термометру) температурная аномалия против нижнего пласта изменила знак - стала положительной (+ Д ТНиз). а против верхнего пласта -так и осталась положительной (+ ДТверх)

только изменилось значение. Из сопоставления термограмм следует, что против нижнего пласта наблюдается инверсия температурной аномалии (переход через ноль), поэтому дальнейшую регистрацию

термограмм прекратили. По результатам исследований в процессе компрессорного освоения сделали заключение: нижний пласт нефтеносный, а верхний - обводнен.

Предлагаемый способ значительно повышает достоверность определения обводненных и нефтеносных пластов в период освоения скважины вне зависимости от минерализации поступающей воды.

Способ широко и легко реализуем, как

в разведочных, так и в эксплуатационных скважинах в период их компрессорного освоения после перфорации, а также в скважинах капитального ремонта перед постановкой и после изоляционных работ.

В настоящее время способ готов к реализации повсеместно.

Формула изобретения

Способ исследования продуктивных

пластов, включающий пуск скважины, снятие серии термограмм и по крайней мере одной после инверсии температурной аномалии против продуктивных пластов и определение интервалов притока нефти по инверсии температурной аномалии, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности определения обводненных и нефтеносных пластов с большим газовым

фактором, предварительно определяют давление насыщения нефти газом в пласте, а пуск скважины осуществляют путем снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.

Использование в нефтедобывающей отрасли, при исследовании разведочных и эксплуатационных скважин, а также в скважинах капитального ремонта перед постановкой на ремонт и после изоляционных работ для определения обводненных и нефтеносных пластов Сущность изобретения: определяют давление насыщения нефти газом в пласте, осуществляют пуск скважины путем снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом и проводят регистрацию серии термограмм, при этом регистрацию по крайней мере одной термограммы производят после инверсии температурной аномалии.