Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для исследования малодебитных многопластовых скважин.

В настоящее время нет удовлетворительного метода исследования работы отдельных малопродуктивных нефтяных пластов в многопластовых скважинах, поскольку исследование в работающих скважинах затруднительно, а имеющиеся глубинные расходомеры не обладают удовлетворительной чувствительностью. Это можно объяснить тем, что прежде такие малопродуктивные нефтяные пласты из-за экономической неэффективности вообще не вводили в промышленную разработку.

В настоящее время уже предложены новые способы разработки малопродуктивных нефтяных пластов многопластовых месторождений путем их рационального объединения в эксплуатационные объекты [1], [2]. Однако отсутствует надежный способ контроля и оптимизации режима работы малопродуктивных нефтяных пластов.

Известен способ исследования индивидуальной работы эксплуатируемых нефтяных пластов, принятый нами за прототип, включающий спуск в скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) глубинного расходомера и проведение исследований при отборе нефти из нефтяных пластов [3]. Этот способ применим при фонтанной и насосно-компрессорной эксплуатации скважины при средней, повышенной и высокой ее производительности. Однако известный способ обладает рядом недостатков.

При переводе добывающей скважины с фонтанной и компрессорной эксплуатации на глубинно-насосную эксплуатацию этот способ применить не всегда удается. Во-первых, не всегда удается спустить глубинный расходомер по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной и колонной НКТ, бывают случаи, когда теряется глубинный расходомер. Во-вторых, применяемые глубинные расходомеры не обладают удовлетворительной чувствительностью и в случае малопродуктивных многопластовых добывающих скважин не позволяют в общей производительности пластов выделить индивидуальную производительность отдельных пластов и обособленных слоев.

Задачей изобретения является повышение точности и надежности исследования пластов малодебитных многопластовых скважин.

Указанная задача решается тем, что в способе исследования многопластовой скважины, включающем спуск в скважину приборов и проведение исследований при отборе нефти из нефтяных пластов, после подъема из скважины глубинно-насосного оборудования скважинную жидкость заменяют на дегазированную нефть, а исследования проводят при закачке дегазированной жидкости в нефтяные пласты и отборе дегазированной нефти из нефтяных пластов, при этом закачку осуществляют выхлопными газами высокого давления от передвижного компрессора, а отбор дегазированной нефти - путем выпуска выхлопных газов из скважины.

Предложенный способ исследования состоит в следующем.

Имеющуюся в скважине жидкость заменяют на дегазированную нефть данного месторождения или дегазированную маловязкую нефть другого месторождения, или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). В скважину для исследования работы нефтяных пластов и обособленных слоев спускают глубинный расходомер и другие глубинные приборы и с помощью компрессора выхлопных газов в скважину закачивают выхлопные газы, которые вытесняют нефть из скважины в нефтяные пласты. Глубинными приборами фиксируют во времени происходящее при закачке выхлопных газов снижение уровня жидкости в скважине, одновременно на устье скважины определяют давление выхлопных газов, глубинным расходомером определяют закачку дегазированной нефти отдельно по пластам и обособленным слоям. После достижения максимального снижения в скважине уровня дегазированной нефти закачку выхлопных газов прекращают, скважину на устье открывают в специальную трубу, отводящую газы на безопасное расстояние, длиной не менее 25 метров, и выпускают выхлопные газы в атмосферу. В скважине резко снижается забойное давление и происходит приток дегазированной нефти из нефтяных пластов, во времени фиксируют подъем уровня нефти. Глубинным расходомером определяют приток нефти по пластам и обособленным слоям. По нефтяным пластам по различию их долей участия в общей закачке и общем притоке нефти можно судить о различии пластов по величине пластового давления; по средней доле участия в закачке и притоке определяют по каждой скважине дебит нефти и коэффициент продуктивности каждого отдельного пласта и обособленного слоя.

Приведем пример осуществления данного способа исследования на добывающей скважине, эксплуатирующей три нефтяных пласта: 1-й, 2-й и 3-й. Глубина скважины l=1000 м, глубина залегания 1-го, 2-го и 3-го нефтяных пластов равна соответственно: 970, 980 и 990 м. Их начальное пластовое давление было равно гидростатическому, соответственно: 97, 98 и 99 ат. Объем скважины диаметром D=0,15 м равен

Давление выхлопных газов, создаваемое на устье скважины передвижным компрессором, может достигать Р_у=100 ат. При плотности закачиваемой дегазированной нефти γ _н=0,8 т/м³ забойное давление может достигать величины

Текущее пластовое давление по 1-му, 2-му и 3-му пласту равно соответственно Р_пл1=80, Р_пл2=90 и Р_пл3=70 ат. Коэффициент продуктивности по нефти по 1-му, 2-му и 3-му пласту равен соответственно η ₁=0,05, η ₂=0,03 и η ₃=0,07 т/(сут.ат). При забойном давлении 180 ат 1-й пласт будет принимать нефть

q_з1=η ₁(Р_сн-Р_пл1)=0,05· (180-80)=5 т/сут или 6,25 м³/сут,

2-й пласт будет принимать

q_з2=η ₂(Р_сн-Р_пл1)=0,05· (180-90)=2,7 т/сут или 3,375 м³/сут

и 3-й пласт будет принимать

q_з3=η ₃(Р_сн-Р_пл1)=0,05· (180-70)=7,7 т/сут или 9,625 м³/сут,

в целом по трем пластам

q_з=q_з1+q_з2+q_з3=5+2,7+7,7=15,4 т/сут или 19,25 м³/сут.

Для вытеснения дегазированной нефти из ствола скважины в нефтяные пласты выхлопными газами высокого давления потребуется более одних суток. Начальная доля 1-го, 2-го и 3-го пластов в общей закачке соответственно равна 32,5%, 17,5% и 50%. При выпуске газа начальное забойное давление может быть Р_с=20 ат. Тогда приток нефти из 1-го, 2-го и 3-го пластов будет соответственно:

q₁=η ₁(Р_пл1-Р_с)=0,05· (80-20)=3 т/сут или 3,75 м³/сут,

q₂=η ₂(Р_пл2-Р_с)=0,03· (90-20)=2,1 т/сут или 2,625 м³/сут,

q₃=η ₃(Р_пл3-Р_с)=0,03· (70-20)=3,5 т/сут или 4,375 м³/сут,

в целом q=q₁+q₂+q₃=3+2,1+3,5=8,6 т/сут или 10,75 м³/сут, или в долях 34,9%, 24,4% и 40,7%.

По производительности какого-то i-того пласта при закачке нефти

q_зi=η _i·_{(Рсн-Рплi)}

и обратно при выпуске (отборе) нефти

q_i=η _i·_{(Рплi-Рc)}

можно определить пластовое давление этого пласта

например, по 1 -ому пласту

далее можно определить коэффициент продуктивности 1-го пласта

Таким образом, по известной общей закачке и доле i-ого пласта в общей закачке, по известному общему дебиту и доле i-ого пласта в общем дебите и по забойным давлениям при закачке и при выпуске (отборе) можно определить индивидуальное пластовое давление i-ого пласта, а затем определить индивидуальный коэффициент продуктивности i-ого пласта в конкретной исследуемой скважине.

На основе полученных индивидуальных коэффициентов продуктивности по скважинам, их пластам и обособленным слоям можно создать эффективную постоянно действующую детерминированную математическую модель разработки нефтяного месторождения, с помощью которой можно контролировать и оптимизировать процесс отбора запасов нефти.

Источники информации:

1. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Способ разработки многопластовых месторождений. - Патент Российской Федерации №2142046. Приоритет от 22.04.98.

2. Лысенко В.Д., Грайфер В. И. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения. Патент Российской Федерации №2188938. Приоритет от 28.02.01.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Проектирование разработки / Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983.