Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении дебита пластов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения дебита по каждому объекту в отдельности. Для этого при работающем насосе измеряют температуру скважины и строят реальную термограмму. На полученной термограмме фиксируют все характерные изменения температуры напротив интервалов перфорации. Выделяют пропластки продуктивных пластов. Определяют конечную температуру жидкости в скважине выше интервалов перфорации и изменение температуры, привносимое каждым пластом и пропластком от нижнего пласта и пропластка к верхнему. Строят базовую термограмму для данной скважины при условии отсутствия притока жидкости. Сравнивают базовую и реальную термограммы. Измеряют и фиксируют общий дебит скважины. Определяют теплоемкости пластов и пропластков, а дебиты отдельных пластов и пропластков определяют по формуле. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении дебита пластов в скважине.

Известен способ определения потенциального дебита скважины, в котором выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала. По результатам его анализа определяют индекс перколяции для каждого образца. Строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами. Затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине (патент РФ №2211329, опублик. Е21 В 47/10).

Известный способ позволяет определить только лишь потенциальный, но не реальный дебит каждого отдельно взятого пласта.

Известен способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, согласно которому осуществляют отбор проб нефти из скважины совместно эксплуатируемых пластов и в отдельности из каждого пласта. Определяют светопоглощение и относительные дебиты нефти. При этом пробы нефти из каждого пласта в отдельности отбирают из близлежащих опорных скважин. Определение коэффициента светопоглощения осуществляют по отношению к асфальтенам, содержащимся в отобранных пробах нефти, в растворителе после предварительного выделения из нефти. Затем определяют их содержание в мас.% для характеристики исходной нефти для каждой пробы из отношения коэффициента светопоглощения асфальтенов к их содержанию в нефти в мас.%. Определяют коэффициент нефти. При этом относительные дебиты пластов определяют по приведенной математической формуле (патент РФ №2268362, опублик. Е21В 47/10).

Способ предопределяет необходимость отбора нефти из каждого пласта в отдельности, что не всегда возможно осуществить на практике, а ближайшие опорные скважины присутствуют на месторождении в самых редчайших случаях.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является источник, описанный в кн. Э.Б.Чекалюк. Термодинамика нефтяного пласта. М., «Недра», 1965, параграф 2, рис.34, согласно которому определяют дебиты совместно эксплуатируемых пластов. Для чего снимают реальную термограмму скважины, строят условную термограмму, по реальной и условной термограммам определяют скачки температуры восходящего потока и потока, поступающего из пласта, фиксируют суммарный дебит скважины. Дебиты пластов от верхнего к нижнему определяют по приведенной математической формуле.

При анализе известного технического решения в сравнении с предложенным заявителем были выявлены следующие отличительные признаки.

Базовая термограмма в известном техническом решении строится методом последовательного приближения термограмм возмущенной скважины к состоянию невозмущенной скважины. В предложенном способе базовая термограмма строится как продолжение термограммы в зумпфе, которая отражает термограмму идеальной скважины. По мнению заявителя предложенный способ построения базовой термограммы более точно отражает базовую термограмму скважины и позволяет быстрее построить базовую термограмму.

При определении дебитов совместно эксплуатируемых пластов заявитель в предложенном способе использует темлоемкости пород продуктивных пластов и пропластков, чего нет в известном техническом решении. Это позволяет получить не только общий показатель притока из пласта, но и из пропластков этого пласта.

В известном техническом решении отсутствует формула для расчета дебитов совместно эксплуатируемых пластов. В предложенном способе такая формула приведена с учетом темлоемкости пород продуктивных пластов и пропластков.

Техническим результатом предложенного изобретения является повышение точности определения дебита по каждому объекту в отдельности, что позволит принимать оперативные решения по поводу оптимизации режима работы скважины.

Задача решается тем, что в способе определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов при работающем насосе измеряют температуру скважины и строят реальную термограмму, на полученной термограмме фиксируют все характерные изменения температуры напротив интервалов перфорации, выделяют пропластки продуктивных пластов, определяют конечную температуру жидкости в скважине выше интервалов перфорации и изменение температуры, привносимое каждьм пластом и пропластком от нижнего пласта и пропластка к верхнему, строят базовую термограмму, характерную для данной скважины при условии отсутствия притока жидкости, сравнивают базовую и реальную термограммы, измеряют и фиксируют общий дебит скважины, определяют теплоемкости пластов и пропластков, а дебиты отдельных пластов и пропластков от нижнего пласта и пропластка к верхнему определяют по следующей формуле:

где ΔT_i - изменения температуры пластов и пропластков, град.;

q_i - дебит отдельного пласта и пропластка, м³/сут;

C_i - теплоемкость пласта и пропластка, кДж/(кг*град);

Q - дебит суммарного потока, м³/сут.

Сущность изобретения

На сегодняшний день наиболее актуальный вопрос, возникающий при разработке многопластовых объектов - это определение дебита по отдельно взятому пласту.

С целью решения данного вопроса предлагается использовать метод исследования скважинного пространства методом термометрии и предлагаемую методику интерпретации результатов исследования.

На данный момент метод термометрии используется для определения герметичности эксплуатационной колонны, выявления заколонных циркуляции и определения состава притока скважины.

Дополнительная интерпретация результатов исследований, кроме уже вышеуказанных заключений, позволит определить дебит конкретного объекта.

Методика интерпретации заключается в фиксировании изменения температурного фона в стволе скважины и расчета дебита по калориметрической формуле, описывающей эффект Джоуля-Томсона, протекающего в стволе скважины.

Для определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов при работающем насосе измеряют температуру скважины и строят реальную термограмму, на полученной термограмме фиксируют все характерные изменения температуры напротив интервалов перфорации, выделяют пропластки продуктивных пластов, определяют конечную температуру жидкости в скважине выше интервалов перфорации и изменение температуры, привносимое каждым пластом и пропластком от нижнего пласта и пропластка к верхнему, строят базовую термограмму, характерную для данной скважины при условии отсутствия притока жидкости, сравнивают базовую и реальную термограммы, измеряют и фиксируют общий дебит скважины, определяют теплоемкости пластов и пропластков, а дебиты отдельных пластов и пропластков от нижнего пласта и пропластка к верхнему определяют по формуле(1).

Пример конкретного выполнения

Исследуют нефтедобывающую скважину №3118. Исследования по скважине проведены по комплексу термометрия, скважинный термокондуктивный дебитомер, влагометрия, манометрия, гамма-каротаж, локатор муфт. Результаты представлены на фиг.1, 2 и 3. На фиг.1 представлена схема температурных процессов, протекающих в стволе добывающей скважины, на фиг.2 представлена интерпретация термограмм, предназначенная для расчета дебитов отдельного пласта (пропластка), на фиг.З представлена схема результатов интерпретации термометрии.

Далее приведен пример интерпретации термограммы с целью определения дебита отдельных пропластков по скважине №3118.

Скважина №3118 ведет эксплуатацию пашийского горизонта Федотовской площади с дебитом 17 м³/сут по жидкости, 4,98 т/сут по нефти и обводненностью 66%. В скважине перфорированы пласты Д161 (интервалы 1713,8-1718,0 м) и Д162+3 (интервалы 1718,0-1722,4 м и 1724,6-1726,4 м).

Получено следующее заключение по проведенным исследованиям: основной приток жидкости отмечается из интервала перфорации 1713,80-1722,40 м по прослоям: 1713.80-1714,00 м (нефть); 1714,60-1715,00 м (нефть); 1719,60-1720.30 м (нефть); 1720,70-1722,30 м (вода). Из нижнего интервала перфорации слабый приток воды определяется по прослою 1724,80-1725,30 м. Нарушение герметичности эксплуатационной колонны в интервале исследования не выявлено.

С помощью полученной при исследованиях термограммы, пользуясь данной методикой, определяем дебит пропластков. Для получения более точного результата была интерпретирована термограмма, снятая при работающем насосе.

Шаг №1. Выделение работающих пропластков по термограмме. Разбивка термограммы на участки.

В стволе скважины протекают два процесса, связанных с изменением температуры: дроссельный и калориметрический. Исходя из этого можно выделить несколько областей, показанных на фиг.1.

Область №1. При условии герметичности зумпфа, отсутствия перфорации или нарушения колонны в интервалах с нижележащими пластами температура жидкости в скважине будет понижаться. Приближаясь к интервалу перфорации термограмма начинает меняться - отмечается небольшой рост температуры. Это фиксируется «отголосок» калориметрического эффекта, который наиболее активно протекает непосредственно напротив интервала перфорации.

Область №2. Область непосредственного протекания калориметрического эффекта. Наибольшая активность калориметрического эффекта происходит напротив интервала перфорации. Именно здесь происходит смешивание жидкостей разных температур, которая движется вверх по стволу скважины с постепенным снижением температуры (область №3). При дальнейшем движении наверх температура жидкости градиентно снижается, что отражает область №4.

Область №5 характеризует дроссельный эффект - нагревание жидкости при проникновении в ствол скважины из пласта.

Зная примерное поведение жидкости в стволе скважины, становится возможным провести разбивку термограммы на участки.

На полученной термограмме (фиг.2) фиксируются все характерные изменения температуры напротив интервалов перфорации. Строят базовую АВС и реальную ABD термограммы. Знаком показаны интервалы перфорации, - обозначены границы пропластков и их номера.

Как правило, нижний пласт (в нашем случае пласт в интервале 1724,6-1726,4 м) по термограмме нельзя разбить на пропластки, так как он никак не выделяется температурными пиками. В качестве значения температуры для данного пласта выбирается то значение, которое имеет место на кровле интервала перфорации, т.е. на глубине 1724,6 м - 37,5°С (точка T₁).

Следующий интервал перфорации (1713,8-1722,4 м) разбивается на три пропластка с характерными изменениями температуры: на глубине 1720,5 м (точка T₂ - 38,06°С); на глубине 1715,5 м (точка Т₃ - 38,5°С); на глубине 1713,8 м (точка Т4 - 38,19°С).

Таким образом, интервалы перфорации можно разбить на 4 работающих пропластка: 1724,6-1726,4 м; 1720,5-1722,4 м; 1715,5-1720,5 м; 1713,8-1715,5 м.

Шаг №2. Нахождение значения изменения температуры ДТ.

Три нижних пропластка оказывают значительное влияние на рост температуры жидкости в стволе скважины, и лишь самый верхний (1713,8-1715,5 м) отмечается снижением температуры. Т. е. каждый из указанных пропластков участвует в достижении конечной температуры жидкости 38,19°С (точка Т₄).

Следовательно, ДТ для нижних трех пластов будет вычисляться по следующей формуле:

Например, нахождение изменения температуры третьего пропластка будет находиться по следующей формуле:

Таким образом, получены следующие значения: ΔТ₁=0,69°C; ΔТ₂=0,13°C; ΔТ₃=0,31°C.

Так как верхний пласт работает хуже, чем нижние три, о чем говорит снижение температуры в его интервале (т.е. вследствие низкого дроссельного эффекта калориметрический эффект снижается, а значит быстрее снижается и температура жидкости), то ДТ будет вычисляться исходя из базовой термограммы.

Базовая термограмма тт.АВС строится следующим образом. На термограмме выделяется точка, характеризующая начало изменения температуры ниже подошвы интервала перфорации нижнего пласта, обозначающей границу области №1 (фиг.1). На термограмме эта граница обозначена т.В (фиг.2).

Отрезок термограммы ΔВ (фиг.2) характеризует температурный фон в зумпфе скважины, заполненный добываемой жидкостью. При условии герметичности зумпфа и отсутствии другого притока отрезок термограммы АВ отражает по сути термограмму идеальной скважины.

Идеальная скважина в нашем случае - это скважина, заполненная жидкостью с отсутствием притоков из пластов. Следовательно, в идеальной скважине приборы фиксировали термограмму с постепенно затухающими значениями.

Таким образом, продолжение прямой АВ будет являться приблизительной термограммой идеальной скважины АВС. Новая прямая строится ровно настолько, чтобы охватить вскрытые участки пластов, в нашем случае - это прямая АС.

Из точки Т₄ до пересечения с АС строится прямая, перпендикулярная вертикальной проекции ствола скважины. Получается точки Т₄', температура в этой точке составляет 37,33°С.

Изменение температуры для верхнего пласта вычисляется по формуле:

Следовательно, ДТ4 составляет 0,86°С.

Шаг №3. Полученные значения подставляются в калориметрическую формулу, описывающую эффект Джоуля-Томсона, протекающий в стволе скважины. Формула адаптирована под условия скважины №3118, а именно, в ней выделены 4 работающих пропластка:

Где: q_i - дебит определенного пропластка, м³/сут;

C_i - теплоемкость пропластка (справочные данные), теплоемкость песчаника составляет 0,838 кДж/(кг*град).

Для получения более точного результата предпочтительно проводить исследования при работающем насосе, что даст возможность замерить дебит скважины (Q) непосредственно при исследовании. Если же это невозможно, то дебит скважины рекомендуется выбирать из последних полученных замеров перед исследованием, при этом следует учесть, что полученные результаты будут носить приблизительный характер.

В нашем случае дебит скважины в день проведения исследований составлял 18,3 м³/сут.

Так как дебит суммарного потока равен:

Q=q₁+q₂+q₃+q₄,

то дебиты отдельных пропластков будут рассчитываться по формуле (1), адаптированной к условиям данной скважины, т.е. следующим формулам:

Согласно указанным расчетам получены следующие результаты (фиг.3):

Работающие интервалы, м	1714,1-1715,5	1715,5-1720,5	1720,5-1722,4	1724,6-1726,4
Дебит, м3/сут	1,57	4,36	10,4	1,96

Графически результаты представлены на фиг.3.

Таким образом, при исследовании многопластового объекта станет возможным повысить точность вычисления дебита по каждому объекту в отдельности, что позволит принимать оперативные решения по поводу оптимизации режима работы скважины.

Кроме того, указанной выше методикой интерпретации термограмм возможно определять дебит притока в скважину из нарушений. Для этого необходимо рассматривать нарушение как еще один самостоятельный пласт и подставить значение изменения температуры, зафиксированное напротив данного нарушения в калориметрическую формулу.

Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов, заключающийся в том, что при работающем насосе измеряют температуру скважины и строят реальную термограмму, на полученной термограмме фиксируют все характерные изменения температуры напротив интервалов перфорации, выделяют пропластки продуктивных пластов, определяют конечную температуру жидкости в скважине выше интервалов перфорации и изменение температуры, привносимое каждым пластом и пропластком от нижнего пласта и пропластка к верхнему, строят базовую термограмму, характерную для данной скважины при условии отсутствия притока жидкости, сравнивают базовую и реальную термограммы, измеряют и фиксируют общий дебит скважины, определяют теплоемкости пластов и пропластков, а дебиты отдельных пластов и пропластков от нижнего пласта и пропластка к верхнему определяют по следующей формуле:





где ΔT_i - изменения температуры пластов и пропластков, °С;
q_i - дебит отдельного пласта и пропластка, м³/сут;
C_i - теплоемкость пласта и пропластка, кДж/(кг·°С);
Q - дебит суммарного потока, м³/сут.