СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ СОВМЕСТНО РАБОТАЮЩИХ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов.

При совместной разработке нефтяных пластов на промыслах эксплуатационные скважины оборудуют системами одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), для настройки которых путем управления раскрытием клапанов или мандрелей в режиме «on-line» получают информацию о гидродинамических и геофизических параметрах каждого из эксплуатируемых пластов (например, изобретение по патенту РФ №2211311, 15.01.2001).

В случае совместной эксплуатации пластов в скважинах, оборудованных системой ОРЭ с пакеровкой каждого пласта без возможности регулировки гидравлическим путем диаметра выпускной (впускной) мандрели или при отсутствии подобного оборудования традиционные способы определения фильтрационных свойств и характеристик совершенства вскрытия каждого пласта по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС) непригодны, в силу того что не учитывается взаимное влияние пластов.

В качестве ближайшего аналога взят «Способ дифференцированного определения фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых продуктивных пластов» (патент РФ №2172404, 13.05.1999).

Данный способ основан на определении по результатам ГДИС интегральных (общих для всех пластов) показателей: величины проводимости и скин-фактора , измерении дебита каждого из пластов Q⁽ⁱ⁾ методом механической расходометрии и расчета фильтрационных свойств каждого пласта на основе уравнений нестационарной фильтрации с использованием данных об измеренном дебите.

Недостатком данного способа является низкая точность определения фильтрационных свойств пластов, так как при расчетах принимается, что пласты не оказывают друг на друга взаимного влияния. Кроме того, по данному методу скин-факторы всех пластов принимаются равными, при том что по факту скин-факторы пластов могут иметь существенные индивидуальные отличия.

Задачей изобретения является повышение достоверности оценки индивидуальных фильтрационных свойств каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с учетом взаимного влияния пластов друг на друга, а также с учетом различий скин-факторов пластов.

Для решения данной задачи заявляемый способ включает следующие действия (применительно для разных условий эксплуатации скважин):

Вариант 1. В случае принадлежности пластов к одной литофации (характеризуемой представительной связью «пористость-проницаемость»): по кривым ГИС в открытом стволе (методы: самопроизвольной поляризации, электрометрии, нейтронные, акустические) оценивают соотношения пористостей

и эффективных толщин пластов, затем на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора расчетным путем по формулам определяют скин-фактор и проницаемость каждого из пластов.

Расчетные формулы для двухпластовой системы имеют вид:

где

r_кп - радиус контура питания;

r_c - радиус скважины;

h₁, h₂ - эффективные мощности верхнего и нижнего пласта;

s₁, s₂ - скин-факторы пластов;

k₁, k₂ - проницаемости пластов;

Q₁, Q₂ - дебиты пластов.

Вариант 2. В случае наличия в двух и более совместно разрабатываемых пластах трещин гидроразрыва (ГРП): при капитальном ремонте в скважине проводят дополнительную регистрацию записей волнового акустического каротажа и нестационарной термометрии, по которым оценивают высоту и ширину трещины ГРП, что в совокупности с данными об объеме закаченного в трещину проппанта позволяет оценить длину трещины ГРП L_i для каждого пласта, далее на основе данных о длинах трещин L₁ и L₂ оценивают разность скин-факторов пластов Δs по формуле:

после чего, на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и величины Δs, рассчитывают скин-фактор каждого из пластов.

Формулы для расчета скин-фактора для двухпластовой системы имеют вид:

Далее рассчитывают проницаемость пластов. Для двухпластовой системы расчет производят по формулам (3) и (4).

Вариант 3. В случае наличия в двух и более совместно разрабатываемых пластах трещин гидроразрыва (ГРП) и отсутствия информации о дизайне ГРП: в процессе проведения ГДИС (цикла запуска или остановки скважины) регистрируют кривые изменения во времени дебита каждого пласта, затем рассчитывают кривую изменения во времени разности дебитов ΔQ=Q₂-Q₁, после чего определяют средний темп изменения разности дебитов ΔQ в логарифмическом масштабе времени Int: β=∂[ΔQ]/∂[lnt] (в диапазоне времени, при котором зависимость ΔQ(t) близка к экспоненциальной), по которому определяют величину Δs и рассчитывают скин-фактор и проницаемость каждого пласта. Для двухпластовой системы расчет производят по формулам (3), (4), (6) и (7).

Предлагаемый по варианту 3 способ оценки разности скин-факторов основан на экспериментально установленном факте, что в диапазоне времени t от 1 до 3 суток с момента начала цикла ГДИС (пуска скважины на стабильный режим отбора или закачки с регистрацией кривой стабилизации давления, остановки добывающей скважины с регистрацией кривой восстановления давления, остановки нагнетательной скважины с регистрацией кривой падения давления и пр.) зависимость разности дебитов пластов ΔQ от времени t близка к экспоненциальной. Поэтому величина ΔQ изменяется в логарифмическом масштабе времени по линейному закону.

Таким образом, предложенный способ позволяет производить стационарный гидродинамический и промыслово-геофизический мониторинг эксплуатационных насосных скважин с совместной эксплуатацией двух и более пластов при различных условиях работы таких скважин.

Пример практической реализации способа на одной из добывающих скважин ОАО «Газпром нефть», состоящей из двух совместно работающих пластов, представлен на фиг.1-4.

На фиг.1 приведены зависимости разности дебитов совместно работающих пластов от времени, прошедшего с момента начала цикла гидродинамического исследования. Шифрами зависимостей являются полудлины трещин в верхнем и нижнем пласте. На графике выделена область I - временная область значений, в которой зависимость ΔQ(lnt) близка к линейной.

На фиг.2 показана зависимость темпа изменения разности дебитов β=∂[ΔQ]/∂[lnt] от разности скин-факторов совместно эксплуатируемых пластов Δs.

На фиг.3 изображены исходные кривые ГДИС по оценке интегральных параметров совместно работающих пластов, полученные датчиком давления на приеме насоса. В верхней части показаны графики изменения во времени дебита скважины и суммарной добычи, в нижней части - график давления (результаты интерпретации методом совмещения обозначены линиями, результаты измерений - точками).

На фиг.4 представлены результаты интерпретации ГДИС для системы пластов в LOG-LOG масштабе. В верхней части показана кривая приращения давления, в нижней части - логарифмическая производная (точки - результаты измерения, сплошные линии - расчетные кривые, полученные методом совмещения). По оси абсцисс отложено относительное время.

В соответствии с проведенными измерениями проницаемость верхнего пласта составила 5 мД, нижнего пласта - 2 мД.

По результатам ГДИС были определены: интегральная проницаемость системы пластов =1.7 и скин-фактор =-4.6.

По результатам расходометрии оценен дебит верхнего и нижнего пласта:

Q₁=116.8 м³/сут и Q₂=27.3 м³/сут.

В соответствии с вариантом 1 предлагаемого способа было оценено соотношение пористостей исследованных пластов, которое составило α=k_П ⁽¹⁾/k_П ⁽²⁾=4.62. Это позволило по формулам (1), (2), (3) и (4) рассчитать проницаемости и скин-факторы для каждого пласта: k₁=3.8 мД, k₂=0.8 мД, s₁=-4.6, s₂=-4.3.

Далее, согласно вариантам 2 и 3 была оценена разность скин-факторов для работающих совместно пластов. Для этого использовались данные по дизайну ГРП (вариант 3). Согласно дизайну эффективная мощность верхнего пласта 6.4 м, объем проппанта в пласте 79 т, эффективная мощность нижнего пласта 15.6 м, полудлина 150 т. Разность скин-факторов пластов составила 0.24.

В результате расчета параметров пластов по формулам (3), (4), (6) и (7) проницаемости пластов составили: k₁=3.2 мД, k₂=0.6 мД, скин-факторы составили: s₁=-4.7, s₂=-4.4.

Таким образом, в соответствии с приведенным примером результаты оценки свойств пластов, полученные по различным алгоритмам, предусмотренным предлагаемым способом, оказались близки друг к другу.