СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА МЕТОДОМ ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения гидродинамических свойств нефтяных пластов.

Известен способ определения аналогичных фильтрационных гидродинамических параметров призабойной зоны скважины, предусматривающий снятие и обработку кривой восстановления давления (КВД) (для добывающих скважин) или кривой падения давления (КПД) (для нагнетательных скважин) (Заволжский В.Б., Умрихин И.Д., Монастырев В.А. и др. Способ определения состояния призабойной зоны скважины. Патент РФ №2083817, МПК Е21В 47/00, 1997). Основным недостатком этого способа-прототипа является то, что он позволяет определять значения гидропроводности и приведенной пьезопроводности, усредненные по бассейну влияния скважины, при этом усреднение определяемых параметров происходит на расстоянии десятков и даже сотен метров по радиусу от центра скважины. Непосредственно призабойная зона скважины остается данным способом необследованной. В силу указанных причин известный способ не может быть использован для обнаружения прискважинной зональной неоднородности исследуемого пласта, а также для оценки качества обработки призабойной зоны скважины.

Целью изобретения является определение пространственного распределения гидродинамических параметров пласта в зависимости от расстояния до скважины и выявление прискважинной зональной неоднородности пласта по этим параметрам.

Технический результат достигается тем, что в способе, включающем гидродинамические исследования скважин, осуществляют периодическое гидродинамическое высокочастотное возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического изменения дебита, т.е возбуждают в исследуемом пласте высокочастотные фильтрационные волны давления. Регистрируют изменение забойного давления во времени, методом гармонического Фурье анализа определяют амплитуду и сдвиги фаз забойного давления и дебита, по известной методике фильтрационных волн давления для самопрослушивания скважин проводят расчет фильтрационных параметров: гидропроводности и комплекса , определяют радиус глубины зондирования призабойной зоны пласта, по сопоставлению полученных значений гидродинамических параметров и соответствующего радиуса зондирования делают вывод о наличии неоднородностей призабойной зоны пласта.

По способу осуществляют периодическое гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического изменения дебита, например периодическое изменение дебита задают, или путем скачкообразного перехода с одного постоянного значения дебита на другое, или плавно, по гармоническому закону. При этом нулевой дебит соответствует простою скважины, а отрицательный - закачке жидкости в нее, в противоположность положительному дебиту при отборе жидкости из нее. Полный цикл исследований одной скважины состоит из исследований на ряде значений периодов гидродинамического воздействия, например, 20 с, 30 с, 40 с, 1 мин, 2 мин, 5 мин, 10 мин, 20 мин, 40 мин, причем для чистоты эксперимента начинают исследование с минимального значения периода, охватывая исследованиями и возмущениями сначала самую ближнюю к скважине зону пласта, последовательно переходя в дальнейшем к большим значениям периодов воздействия, охватывая все более удаленные от скважины зоны. Для каждого значения периода, с целью установления в пласте квазистационарного периодического режима, возбуждают и регистрируют не менее пяти колебаний. Измерение давления осуществляют на забое скважины с временным интервалом не более чем 1/24 периода для обеспечения требуемой точности гармонического анализа регистрируемого сигнала.

Радиус глубины зондирования призабойной зоны пласта определяют по формуле:

где R - радиус глубины зондирования в метрах,

χ - коэффициент пьезопроводности пласта в кв. метрах за секунду, Т - период колебаний в секундах.

Расчет фильтрационных параметров проводят по известной методике фильтрационных волн давления для самопрослушивания скважин [1, 2]

где X_cn - безразмерный параметр, определяется из выражения:

Здесь k - коэффициент проницаемости, µ - вязкость жидкости, r_c - приведенный радиус скважины, h - толщина пласта, Р - давление, ε - коэффициент гидропроводности пласта, χ - коэффициент пьезопроводности пласта, KerX_cn, Ker₁X_cn, KeiX_cn, Kei₁X_cn - цилиндрические функции Кельвина нулевого и первого порядков, δ_cn - сдвиг фаз между n-ми гармониками дебита и давления, q_n - амплитуда n-ной гармоники дебита, P_cn - амплитуда n-ной гармоники давления. Численные значения величин P_c0, P_cn, q_n, δ_cn, определяют при математической обработке периодических экспериментальных кривых дебита q(t) и давления на забое скважины P_c (t) методом гармонического Фурье анализа.

По второму варианту способ реализовывают в случае, если в силу каких-то причин, например отсутствия глубинного манометра, измерения давления проводят на устье скважины. Тогда необходимые для расчетов значения сдвига фаз дебита и давления на забое скважины пересчитывают из результатов гармонического Фурье-анализа зарегистрированных кривых изменения устьевого давления и дебита. Пересчет проводят с учетом задержки сигналов при распространении по стволу скважины, поправок на трение и сжимаемость объема жидкости в стволе скважины [3].

Для выбора эффективного способа разработки конкретного объекта наиболее важными являются результаты гидродинамических исследований, отражаемые в характеристиках гидродинамических свойств пласта. При этом определяющее значение для повышения продуктивности скважин имеет состояние призабойной зоны пласта. Полученное пространственное распределение гидродинамических параметров пласта и выявление неоднородностей прискважинной зоны позволяет произвести коррекцию свойств призабойной зоны и выбрать наиболее эффективные методы нефтеизвлечения. Например, в случае определения ухудшенных гидродинамических параметров призабойной зоны может быть принято решение о химической обработке с целью повышения ее проницаемости и, как следствие, увеличения продуктивности скважины.

Пример реализации способа.

На фиг.1, 2 приведены данные исследований скважины 6209 НГДУ «Лениногорскнефть» Ромашкинского нефтяного месторождения (пласт Д_I - терригенный пористый коллектор; система - однопластовая; толщина пласта 5,8 м). В устьевую обвязку скважины для регистрации изменения дебита был установлен устьевой скважинный расходомер. Также на устье скважины в насосно-компрессорные трубы и в межтрубное пространство для регистрации изменения давления устанавливались устьевые электронные дистанционные манометры. В данном конкретном примере осуществлялось плавное периодическое во времени, по форме близкое к гармоническому виду изменение дебита скважины с применением специального кранового устройства [4].

По формулам (2-4) [1] проведены расчеты гидродинамических параметров. Рассмотрим полученную зависимость гидропроводности ε(r) и изменение параметра по мере удаления от скважины (фиг.3). Данные, полученные по начальным точкам первичных участков (с периодами зондирования до 100 секунд), конечно, менее надежны. Мы видим, что наблюдается зона пониженной гидропроводности на периодах T<400 сек (0,1<r<30 м) и монотонный рост значений гидропроводности по мере роста расстояния до скважины (периода зондирования). Мы наблюдаем соответствующую картину пониженных значений и по комплексу (фиг.3).

Использование высокочастотного гидродинамического возмущения позволяет проводить зондирование ближайшей окрестности скважины и определять параметры пласта в непосредственной близости от скважины, сокращает общее время, затрачиваемое на исследования. Использование для определения параметров установившихся периодических режимов вместо нестационарных увеличивает достоверность получаемых результатов, исключается влияние начальных условий. Последовательное увеличение длительности периодов воздействия на пласт расширяет область зондирования, т.е. увеличивает полноту информации об объекте исследования. Вариации частот в диапазоне, пределы которого различаются не менее чем на 2 порядка, позволяют охватить исследованиями достаточную по размерам окрестность скважины, представляющую интерес для практики разработки. Увеличение совокупного числа различных задаваемых периодов воздействия на пласт при фиксированных минимальном и максимальном значениях этих периодов приводит к более детальному описанию свойств исследуемой зоны. Измерение давления осуществляют на забое скважины с временным интервалом не более чем 1/24 периода, что в соответствии с теоремой Котельникова обеспечивает необходимую точность расчетов амплитуд и сдвигов фаз дебита и давления. Полученный в результате набор значений гидродинамических параметров в сопоставлении с соответствующим каждому значению радиусом зондирования позволяет сделать заключение о наличии или отсутствии неоднородностей прискважинной зоны пласта по гидропроводности и комплекса характеризующего отношение пьезопроводности пласта к квадрату радиуса скважины.

Преимуществами заявляемого способа являются:

- повышение информативности результатов гидродинамических исследований, получение пространственного распределения значений гидропроводности и комплекса и, в частности, выявление неоднородности указанных характеристик;

- возможность определения указанных параметров в непосредственной близости от скважины;

- использование установившихся периодических режимов, исключающих влияние эксплуатационной предыстории скважины;

- небольшая длительность процесса исследования.

Использование заявляемого способа в нефтедобывающей промышленности позволит получить детальную информацию о состоянии пластов и обоснованно выбирать наиболее эффективные методы воздействия на него и нефтеизвлечения.

Источники информации

1. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984, 265 с.

2. Молокович Ю.М., Непримеров Н.Н., Пикуза В.И., Штанин А.В. Релаксационная фильтрация. Казань, Изд-во Казанского университета, 1980, 136 с.

3. Гаврилов А.Г., Марданшин А.Н., Овчинников М.Н., Штанин А.В. Исследования призабойной зоны скважины методом высокочастотного фильтрационного зондирования. // Электронный журнал "Нефтегазовое дело". - 2006.: http://www.ogbus.ru/authors/Gavrilov/Gavrilov_1.pdf, доступ свободный.

4. Гаврилов А.Г., Матюшкин И.Ф., Штанин А.В. и др. Устройство для регулирования потока жидкости. Описание авт. св. №1626035, 1990.