Способ определения коэффициента отбора нефти и газа

 

Использование: испытание нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа. Коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин, в том числе в процессе бурения.

Опубликована статья Газалян Г.С.Авдеев О.К.Грошев Е.Б. Деревянко М.К. Оценка параметров пласта, рассчитанных по данным, полученным в процессе бурения и пробной эксплуатации скважин (Журнал Бурение, 1970, N 1).

На разведочных площадях в Белоруссии, Пермской и Оренбургской областях и в других районах, после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны, перед пробной эксплуатацией, как правило, проводят солянокислотную обработку карбонатных коллекторов, вследствие чего гидродинамические параметры-коэффициенты продуктивности, гидропроводности бывают в несколько раз выше, чем в процессе бурения.

За период пробной эксплуатации залежи зачастую отбирают значительные количества жидкости, в результате чего изменяются параметры пласта, которые и не могут быть постоянными во времени при дренировании залежи.

В Ненецком автономном округе на Ардалинском нефтяном месторождении в настоящее время совместное предприятие "Полярное Сияние" американской фирмы "Конако" и объединение "Архангельскгеология" бурят эксплуатационные скважины. За 15 лет участники планируют добыть и реализовать 16 млн. тонн нефти. Именно к этому сводятся все гидродинамические расчеты с меняющимися во времени параметрами. (Рязанцев Н.Ф. Карнаухов М.Л. Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения М. Недра, 1982,с.273 )на с. 273 привели 4. "Оценка промышленной перспективности испытываемых объектов при получении понижающих значений давления в конце закрытых периодов при двух и трехцикловых испытаниях".

В нем, в частности, сказано: двух и трехцикловые испытания позволяют более уверенно оценивать промышленную перспективность продуктивных горизонтов, т.е. тех, которые по результатам испытания оцениваются как нефте-газонасыщенные.

Практически любому геологу очень трудно дать согласие на отказ от испытания в колонне объекта, оказавшегося продуктивным при испытании в открытом стволе. Для этого ему необходимы неопровержимые данные о бесперспективности такого объекта. Наряду с этим, технологической службе буровой организации весьма трудно согласиться с необходимостью спуска эксплуатационной колонны на объект, который хотя и дал продукцию, но при этом обладает тенденцией к неуклонному понижению давления по мере отбора из него флюида.

В таких случаях многоцикловые испытания оказывают неоценимую услугу при интерпретации. Авторы делают вывод, что все сказанное свидетельствует о том, насколько важно правильно и тщательно организовывать испытание в открытом стволе, добиваться окончательного результата. На стр. 274 приведен пример испытания скважины 4 Минеральная в интервале 5228-5288 м. 1-й открытый период 10 мин, 1-й закрытый период 40 мин, 2-й открытый период 60 мин, 2-й закрытый период 130 мин.

Уровень в трубах повысился на 140 метров, отобрали попутный нефтяной газ. Разница между величинами давления в конце первого и второго закрытых периодов составила 6,3 МПа. Экстраполяция кривых давления дала два значения пластового давления 82,7 и 77,2 МПа, скин-эффект оказался равным соответственно 3,07 и 4,4, что свидетельствует о незагрязненности призабойной зоны. "Излом" графика Хорнера (для второй КВД) свидетельствует о том, что проницаемость удаленной зоны пласта еще ниже, чем проницаемость зоны. Назначать пласт к испытанию в колонне явно нецелесообразно.

На стр. 276 приведен пример испытания скважин 253 Октябрьская в интервале 4895-4896 м.

После повторного (17.08.76 г.) трехциклового испытания давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. В конце третьего закрытого периода давление оказалось равным 53,6 МПа. Общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости в бурильных трубах увеличился на 3,5 м³. По результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминифоровые отложения в скважине 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет. Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим дебитом. Таким образом и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти.

В Ненецком автономном округе с 16.11.93 г. по 16.12.93 г. испытывали скважину N 1 Северная Хоседа. Интервал перфорации 3040-3076 м, начальное пластовое давление 31,154 МПа.

Ровно за 10 суток на одном режиме отобрали 3915,5 тонн нефти. Кривую восстановления давления (КВД) фиксировали 20 суток глубинным манометром с электронным блоком памяти.

Через компьютер и принтер блок памяти выдал таблицы забойного давления и температуры примерно через 1 мин и их непрерывный график за все 30 сут испытания.

В течение открытого периода забойное давление непрерывно уменьшалось до 27,555 МПа.

В конце закрытого периода оно восстановилось до 30,062 МПа, что меньше начального статического пластового давления на 1,092 МПа.

Начальные значения КВД приведены в нижеследующей таблице.

На чертеже приведен график, который можно считать типовым. На нем выделяются: 1. Крутой подъем КВД до значения 28,23 МПа.

2. Близкие к прямолинейным участки, которые становятся все более пологими и охватывают период в 44 часа: от 28,23 до 28,38 МПа, от 28,38 до 28,54 МПа, от 28,54 до 28,67 МПа, от 28,67 до 38,77 МПа, Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти (М. Недра, 1975) на с. 75, в частности, указал: "Для анализа и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений строят карты изобар.

Сравнение таких карт, построенных в разное время, позволяет установить происходящие в пласте изменения.

Можно построить также ряд производственных графиков соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением.

Заявителю довелось работать по замерам пластового давления к картам изобар, отражающим текущее пластовое давление. В последнем примере в течение 20 сут фиксировали повышение пластового давления.

Закрытый период вдвое превысил открытый, как и в первом примере. То есть в обоих случаях ставилась задача проследить восстановление текущего пластового давления до статического.

К карте изобар замеряют именно текущее пластовое давление, останавливая высокодебитные фонтанирующие скважины не более чем на 1 ч.

В процессе поисково-разделочных работ на нефть и газ проводят испытание скважин, в том числе в процессе их бурения. Как правило отбор флюида при испытании производят из одной скважины на месторождении и соотношение между его отбором и текущим пластовым давлением возможно оценить по изменению последнего в депрессивной воронке. Можно считать, что в период крутого подъема КВД выравнивается давление в депрессивной воронке, которое затем сравнительно медленно восстанавливается до статического пластового давления. На графике такой период соответствует давлению в 28,23 МПа. Таким образом можно считать, что количеству нефти в 3915,5 тонн непрерывно отобранной за 10 сут со средним дебитом в 391,55 тонн/сут соответствует текущее пластовое давление в 28,23 МПа. Важно отметить, что в указанные 10 сут забойное давление непрерывно падало, отражая падение текущего пластового (не забойного) давления.

1 МПа падения текущего пластового давления в данном случае соответствует отбору нефти в количестве: 3915,5:(31,154 28,23) 3915,5:2,92 1341 тонн/МПа.

31,154 начальное статическое пластовое давление.

По приведенным данным и конечному забойному давлению в 27,555 МПа коэффициент продуктивности скважины равен
391,55:(28,23 27,555) 391,55:0,745 426 тонн/сут- МПа.

14 декабря 1992 г Госгортехнадзор России утвердил Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М. НПО ОТБ, 1993. В них приведен раздел 4.5 из 22 пунктов "Исследование скважин трубными испытателями пластов".

В его пункте 4.5, в частности, записано:
"Технология проведения исследований должна выбираться с учетом целей и задач испытание объекта на забое скважины сразу же после вскрытия его бурением.

Испытания проводят без выпуска жидкости долива или пластового флюида на поверхность с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме; технология испытания объекта с выпуском пластового флюида на поверхность применяется при повторном спуске ИТП для оценки промышленной значимости газо- или нефтенасыщенного пласта".

Пункт 4.5.12. оговаривает условия испытания скважины с выводом пластового флюида на поверхность.

Таким образом встал вопрос оценки промышленной значимости продуктивного пласта в процессе бурения, до спуска эксплуатационной колонны, чему будет способствовать предлагаемый коэффициент отбора нефти и газа.

Аналогом является упомянутый Муравьевым В.М. график соотношения между отбором жидкости (газа) и пластовым давлением. Аналог и изобретение выражают одну и ту же зависимость, последнее начальную прямолинейную.

Принципиальная разница между ними в сроках определения этой зависимости.

Изобретение представляет определение коэффициента отбора нефти и газа по результатам испытания объекта в процессе бурения или в эксплуатационной колонне на стадии разведки месторождения для оценки промышленной значимости залежи и принятия обоснованного решения.

Аналог предусматривает построение графика по результатам разработки залежи, когда практически нет необходимости принимать решение.

Технический результат изобретения выразится в следующем:
1. В получении достаточно полной информации на стадии разведки месторождения, позволяющей решать вопрос и вводе его в разработку.

2. В сокращении второго закрытого периода в пользу предыдущего открытого.

При испытании в процессе бурения второй закрытый период возможно сократить до 3-х ч, о чем сказано ниже.

В качестве причин, препятствующих получению указанного технического результата, заявитель указывает следующее.

1. В бывшей системе Мингео СССР запасы всех без исключения открытых месторождений нефти и газа подлежали защите в ГКЗ СССР, независимо от сроков ввода месторождений в разработку, ГКЗ принимало результаты испытания только в колонне.

2. Пункт 14.15 Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983 гласит:
"Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или газоконденсата подтверждено опробованием в процессе бурения".

Сущность изобретения.

В процессе разработки залежи ее текущее пластовое давление непрерывно меняется.

Существует зависимость между отбором флюида и текущим пластовым давлением. И эта начальная прямолинейная зависимость, численное значение которой в дальнейшем может быть иной, в значительной мере характеризует промышленную значимость залежи в целом.

Указанная зависимость выражается в виде коэффициента отбора нефти или газа как отношение количества отобранного флюида к разности между начальным и текущим пластовым давлением, соответствующей отбору, как показано выше.

Весь процесс должен быть непрерывным и зарегистрированным глубинным манометром. В приведенном примере коэффициент отбора нефти определен в 1341 тонну на 1 МПа падения текущего пластового давления. Коэффициент продуктивности определен в 426 тонн/сут- МПа. Постановлением Совета Министров СССР N 299 от 08.04.84 г. была утверждена Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. В ней, в частности предусмотрено, что мерилом дебитности вновь открытого месторождения следует считать коэффициент продуктивности скважины (дебит нефти или газа на 1 МПа депрессии). При этом рекомендуется следующие категории продуктивности нефтяных скважин, т/МПа·сут:
малодебитные до 5
среднедебитные 5-20
высокодебитные более 20
Скважина N 1 Северная Хоседа весьма высокопродуктивная, однако в ней отмечено падение пластового давления, темп которого отражает коэффициент отбора нефти.

Приведенный пример хорошо согласуется с разработкой в конце шестидесятых начале семидесятых годов высокодебитных месторождений в Белоруссии. Там также солянокислотными обработками поднимали коэффициенты продуктивности скважин до 100 и выше. В приказном порядке отбор нефти доводили до 10% от "бумажных" запасов. Результатом было стремительное падение пластовых давлений и добычи нефти.

Изложенное подтверждает насколько важно дополнить коэффициент продуктивности скважины коэффициентом отбора нефти и газа. 3070 метров в скважине N 1 Северная Хоседа.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

В 1990 году Нарьян-Марская нефтегазоразведочная экспедиция испытала трубным испытателем пластов в открытом стволе один из объектов в скважине N 206 Инзырейской в течение 3-х сут, сжигая нефть на факеле.

Глубинные манометры спускали как обычно через лубрикатор фонтанной арматуры.

Этот вопрос назрел и практически доказана возможность до 3-х сут оставлять инструмент в скважине. Из изложенного следует, что по результатам испытания скважины трубными испытателями пластов первоначально решают вопрос спуска эксплуатационной колонны.

Следующий вопрос ввод вновь открытого месторождения в разработку. Для его решения потребуется испытание в эксплуатационной колонне. И для решения вопроса ввода месторождения в разработку возможно определить и учесть коэффициент отбора нефти и газа, достоверность определения которого зависит от количества отобранного флюида.

Василевский В.Н. и Петров А.И. в книге Техника и технология определения параметров скважины и пластов М. Недра, 1989, в частности, указали: разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64,128 и 256 ч. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм. При замере количества отобранного флюида проблемы нет. Замер текущего пластового давления изложен достаточно полно. При испытании ИТП в открытом стволе желательно установить на устье образцовый манометр и дождаться подъема уровня до устья, что довелось наблюдать заявителю.

В этом случае глубинный манометр должен записать подъем уровня до устья, а далее КВД можно снимать по показаниям образцового манометра.

При испытании ИТП общее время ограничено. С целью отбора максимального количества нефти второй закрытый период возможно ограничить тремя часами по аналогии с замерами текущего пластового давления к карте изобар на промысле.

В примере по скважине N 1 Северная Хоседа через три ч КВД текущее забойное давление равнялось 28,1 МПа.

По графику текущее пластовое давление, соответствующее отбору нефти в 3915,5 т, равное 28,23 МПа установить через 8 ч. Исходя из значения в 28,1 МПа, условно соответствующему количеству отобранной нефти, коэффициент отбора нефти определяется в 1282 т на один МПа, что на практике можно считать одинаковым с определенным выше в 1341 т на МПа.

В данном случае решающее значение имеет количество непрерывно отобранной нефти.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа, заключающийся в том, что за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа, а коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями в тоннах на МПа для нефти и НМ³ на МПа для газа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2