Способ выделения нефтяных и обводненных пластов в действующей скважине Советский патент 1993 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях действующих нефтяных скважин.

Известен способ определения характера насыщенности пластов, заключающийся в исследовании разреза скважины нейтронными методами. Нефтенасыщенные и водо-. насыщенные пласты определяются по различию хлоросодержания в нефтеносных и водоносных пластах. Однако способ не может быть использован для определения характера нэсыгценности пластов в случае насыщения пластов водами низкой минерализации - опресненными и пресными, поскольку нейтронные параметры таких сред не различимы.

Известен способ определения нефтеносных и обводненных пластов путем термометрических исспедований скважин и анализа температурных аномалий против проницаемых пластов, Нефтеносные и обводненные пласты определяют по величине дроссельной температурной аномалии. При этом считают, что температурная аномэпия против нефтеносных пластов в два раза превышает аномалию против водоносного пласта в случае стационарных температурных полей. Недостатком этого способа является то, что он не может быть использован в неоднородных по коллекторским свойствам

Х| 00 00

ю

N0 СЛ

пластах, поскольку различие в проницаемо- стях при поступлении однофазного потока приводит к различию в величинах разогрева жидкости, поступающей из пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ выделения, нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм.

Однако известный способ имеет ряд существенных недостатков: снятие повторной термограммы, необходимо проводить после длительного времени простаивания скважины (неоперативность); влияние различия теплофизических свойств пропластков на закономерности распределения температуры (неоднозначность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока (неоднозначность).

Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности выделения нефтеносных и обводненных пластрв при исследовании действующих скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры в интервале продуктивных пластов с последующим сопоставлением полученных термограмм, после регистрации первой термограммы в процессе работы скважины, определяют давления насыщения и первоначальное забойное давление; а повторную регистрацию распределения температуры осуществляют при изменном забойном давлении таким образом, что при первоначальном давлении большим давления насыщения повторную регистрацию осуществляют при забойном давлении меньшем последнего, а при пер- .воначальном давлении меньшем давления насыщения - при забойном.давлении большем последнего, при этом о нефтеносных пластах судят по изменению знака температурной аномалии в интервале притока.

В пластовых условиях в нефти и воде содержится значительное количество растворенного газа. Нефть в пластовых условиях содержит до 300-400 м3 на каждый 1 м нефти растворенного газа. Газовый фактор пресной воды не превышает 1,5-2 м /м3, а с увеличением минерализации он уменьшается. Это различие может быть использовано для повышения эффективности

и

выделения (разделения) нефтеносных и обводненных пластов в скважине.

При снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти в пласте со5 здаются условия для выделения значительного количества газа из нефти в прискважинной зоне и фильтрация ее с выходом в скважину, тогда как в воде .этот объем ничтожен. А коэффициенты Джоуля10 Томсона для воды, нефти и газа сильно отличаются (+0,02°С/атм, +0,04°С/атм и -0,2°С/атм соответственно), что приводит при фильтрации из пласта газа, нефти и воды к различным по знаку и величине дрос15 сельным температурным эффектам (к охлаждению при движении газа и разогреву при движении нефти и воды, соответственно).

Регистрация температурных кривых

20 при забойных давлениях ниже давления насыщения и выше давления насыщения или наоборот приврдит к тому, что против неф- тенасыщенного пласта будет наблюдаться изменение знака температурной аномалии,

25 т.е. изменение от отрицательного или положительного (относительно первоначальной температуры) значения до положительного или отрицательного.

Против водоносного или обводненного 30 пласта, независимо от ее минерализации такое явление наблюдаться не будет, а будет только разогрев или только охлаждение (при обводнении закачиваемой водой). При этом одновременно с решением оп исы35 ваемой задачи создаются условия для оценки технического состояния обсаженной скважины.

Способ осуществляют следующим образом:

40 регистрируют первую термограмму в работающей скважине;

определяют давление насыщения Рнас; измеряют первоначальное забойное давление (Рзаб1):

45 если Р3аб1 Рнас, то снижают забойное давление до Рзаб2 Рнас, если Рзаб1 Рнас, то повышают забойное давление до Рзаб2 Рнас и регистрируют повторное распределение, температуры;

50 сопоставляются первоначальная и повторная термограммы;

по изменению знака температурной аномалии в интервале притока судят о нефтеносных пластах. При постоянстве знака

55 делают заключение о расположении в исследуемом интервале водоносного пласта.

На фиг. 1 и 2 приведены схематические кривые при реализации способа. На фиг. 1 при первоначальном забойном давлении

Рзаб1 выше давления насыщения Рнас. Кривая 1, характеризующая распределение температуры, зарегистрирована до снижения забойного давления ниже давления насыщения. При этом отмечаются интервалы .притока жидкости из нижнего и верхнего пластов. Кривая 2 зарегистрирована после снижения забойного давления ниже давления насыщения. Видно, что снижение температуры наблюдается только для верхнего пласта, что связано, с поступлением газа. А для нижнего пласта наблюдается некоторое увеличение разогрева, вызванное повышением депрессии на пласт. Из характера изменения температурных аномалий в соответствии с формулой изобретения можно заключить, что нижний пласт обводнен, а верхний - нефтеносный пласт.

На фиг. 2 приведен случай, когда Р3аб1 Рнас. При этом в распределении температуры отмечаются охлаждения против работающих пластов. При повторной регистрации температуры, когда забойное давление выше давления насыщения охлаждение нижнего пласта остается, а для верхнего пласта наблюдается разогрев связанный с прекращением поступления газа из пласта. Из анализа изменения знака температуры (относительно первоначального) следует, что нижний пласт обводнен в результате подхода фронта закачиваемых вод, а верхний пласт- нефтенасыщен.

На фиг. 3 и 4 приведены примеры конкретной реализации способа на скв. 5443.

На фиг. 3 исследования проведены (24.06.87), когда продукцию скважины составляла безводная нефть. Исследования проведены термометром.в двух режимах. Кривая 1 - в действующей скважине, а кривая 2 после изменения забойного давления. Пласты перфорированы в интервалах: 2872- 2880 м - I пласт и 2851-2862 - II пласт. Газовый фактор составлял 220 м /м . Давление насыщения, определенное по промысловым данным, составляет. 22 МПа. Измеренное забойное давление в процессе работы равно 19 МПа, т.е. Р3аб1 Рнас. Против перфорированных пластов наблюдается охлаждение, т.е. снижение температуры.

.В соответствии с предлагаемым способом повысили забойное давление: Рзаба - 24 МПа, т.е. стало Р3аб2 Рнас. Против перфорированных пластов наблюдается разогрев, т.е. повышается температура. Изменение знака температурной аномалии свидетельствует о притоке нефти из и II пластов,

На фиг. 4 представлены результаты исследования той же скважины после ее частичного обводнения. Для определения водоносного пласта (источника обводнения) проведены исследования термометром в со- 5 ответствии с предлагаемым способом. Кривая 1 зарегистрирЬвана в действующей скважине. Температурная аномалия против I пласта положительная, а против II пласта - отрицательная.

0 Затем изменили режим скважины повысив забойное давление так, что стало Рзаб2 Рнас и зарегистрировали термограмму 2.

Из сопоставления кривых 1 и 2 видно, что знак температурной кривой против I

5 пласта не изменился, а против II пласта - изменился. Следовательно из II пласта поступает нефть, а поступление воды (и нефти) происходит из 1 перфорированного пласта. Т.е. источником обводнения является 1 пер0 форированный пласт.:

Таким образом преимуществом предлагаемого способа перед известным является: возможность разделения нефтеносных и водоносных пластов независимо от мине5 рализации пластовой воды;

возможность выделения обводненных пластов в условиях их охлаждения;

достоверность и оперативность способа при решении задачи в действующей сква0 жине.

В настоящее время способ готов к реализации на всех месторождениях страны, где используется высокочувствительная термометрия.

5 Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине, включающий периодическую . регистрацию термограмм в интервале при0 тока жидкости в скважине, последующее сопоставление полученных термограмм и выделение обводненных пластов в действующей скважине, ртличающийс я тем, что, с целью повышения достоверности спо5 соба, после регистрации первой термограммы определяют давление насыщения и забойное давление, затем увеличивают забойное давление, если оно меньше давле- ния насыщения, или уменьшают, если

0 забойное давление больше давления насыщения, и регистрируют следующую термограмму, при этом о наличии нефтеносных пластов судят по изменению знака температурной аномалии.

5

Фи&. 2

#, Af

Термограммы

Использование: относится К способам контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях действующих нефтяных скважин, Сущность изобретения: регистрируют термограмму в интервале притока жидкости в скважину, Определяют давление насыщения и забойное давление. Увеличивают забойное давление, если оно меньше давления насыщения, и уменьшают, если оно больше давления насыщения. Регистрируют следующую, термограмму. Сопоставляют полученные термограммы. Обводненными считают пласты, напротив которых знак температурной аномалии не изменился, нефтеносными считают пласты, напротив которых знак температурной аномалии изменился. 4 йл. СЛ с

.

м

Термограммы

Фиг. 4

Фиг. 3