Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ _р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства (параметры зоны перфорации, параметры загрязнений призабойной зоны) и др.

Предшествующий уровень техники

Параметры околоскважинного пространства определяются в условии наличия притоков при нестационарном режиме работы скважины на основании полученных температурных данных притока, которые, в свою очередь, могут быть получены как с помощью известных устройств, так и с помощью устройства, описанного в данном изобретении.

Так, нестационарный режим работы скважины характерен, в частности, для периода от момента начала работы скважины после длительного простоя, изменения дебита скважины, т.е. для ситуаций, когда температура притока (-ов) изменяется во времени.

Известно, что одним из параметров, количественно характеризующим призабойную зону, является скин-фактор скважины (S) - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами дополнительного сопротивления являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны и нелинейные эффекты, связанные с высокими скоростями течения флюидов в пористой среде в околоскважинной области.

Так, если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учетом погрешности определения: - 1<S<1), то приствольная зона пласта считается неизмененной, а скважина совершенной. Большая положительная величина скин-фактора S>1 свидетельствует о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины, что требует проведения дополнительных мероприятий по интенсификации притока (дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта и др.). Значительная отрицательная величина скин-фактора S<-1 наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т.д.).

В настоящее время известны способы гидродинамического исследования скважины (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984), позволяющие определить в том числе и величину скин-фактора. Однако эти способы, как правило, определяют величину среднего скин-фактора сразу для нескольких работающих продуктивных пластов и не позволяют установить факторы, определяющие величину этого скин-фактора, т.е. оценить параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны.

С другой стороны, из уровня техники известно (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965, стр.238), что температура втекающего в скважину флюида, даже из изначально изотермического пласта, изменяется со временем (в технической литературе этот эффект именуется нестационарным эффектом Джоуля-Томсона). Информация о скорости изменения температуры притока со временем может быть использована для определения параметров загрязненной околоскважинной области с пониженной проницаемостью (см. Yu.A.Popov, V.Р.Pimenov, V.V.Tertychnyi, Developments of Geothermal Investigations of Oil and Gas Fields, Oilfield review, spring 2001, pp.4-11).

Однако для всех продуктивных пластов, кроме самого нижнего, эту информацию практически невозможно получить из данных по температуре, получаемой при каротаже в стволе скважины. Кроме того, теория, приведенная в (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта М., Недра, 1965, стр.238), справедлива только для цилиндрически симметричного потока и напрямую не может быть использована для сложной пространственной структуры потока флюида в зоне перфорации.

Заявителем из предшествующего уровня техники не выявлены аналоги, в которых реализована возможность определения указанных параметров скважины с использованием измерений температуры флюида, поступающего в скважину из пласта в условиях нестационарного режима работы скважины.

Раскрытие изобретения

Техническим результатом настоящего изобретения явилось повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны) с использованием измерений температуры втекающего в скважину флюида при ее нестационарной работе, которые в дополнение к существующим, например, гидродинамическим методам дают более детальную и более точную оценку таких параметров.

Заявленный технический результат достигается тем, что изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔT_p начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:

,

где ε₀ - коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, k_e- проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:

,

где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:

,

где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r_p - радиус перфорационного канала, n_р - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L_p - длина перфорационного канала, r_e - радиус внешней границы пласта, r_c - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t_s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:

,

где , ϕ - пористость, ρ_mс_m и ρ_fc_f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы (в отсутствие поровых флюидов) и флюида соответственно,

причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Так, для реализации заявленного способа определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине может быть использовано устройство для определения температуры втекающего в скважину флюида притока, описанное ниже.

Устройство для измерения параметров флюида притока (Фиг.1) состоит из корпуса 1, который содержит заднюю стенку 4, крышку 6 и боковые стенки 5, которые выполнены сплошными и герметично соединенными между собой. Задняя стена 4 выполнена из слабодеформируемого, теплоизолирующего материала; крышка 6 и боковые стенки 5 выполнены из упругодеформируемого теплоизолирующего материала, например, упругого пластика или из резины. Корпус 1 может быть дополнительно снабжен днищем 7 с как минимум одним отверстием 8. В этом случае, крышка 7 также герметично соединяется с задней 4 и боковыми стенками 5 корпуса 1.

Внутри корпуса 1 расположена объемная сетчатая структура измерительных ячеек 2, выполненная также из упругодеформируемого теплоизолирующего материала. Сетчатая структура имеет равную высоту измерительных ячеек. Каждая измерительная ячейка содержит датчик температуры 3 и является независимым измерительным элементом. Устройство снабжено прижимным элементом 9.

Устройство работает следующим образом.

Устройство опускают в скважину 10 и располагают на уровне продуктивного пласта в зоне поступления флюида притока в скважину 10 и осуществляют плотное прижатие устройства к стенке 11 обсадной колонны 10 с помощью прижимного элемента 9. В качестве прижимного элемента 9 может быть использована, например, пневмопружина или иное устройство с пневмо-, гидро- или электроприводом, способное осуществить плотное прижатие устройства к внутренней поверхности обсадной колонны 10. Радиус кривизны устройства в прижатом к стенке 11 обсадной колонны 10 состоянии совпадает с внутренним радиусом кривизны колонны 10.

В момент начала работы устройства все измерительные ячейки заполнены скважинным флюидом, и измеренная датчиками 3 температура флюида в ячейках будет иметь приблизительно одинаковую температуру, равную температуре скважинного флюида. Далее, в те измерительные ячейки, которые оказались напротив перфорационных каналов, будет поступать флюид продуктивного слоя, вытесняя тем самым находящийся в них скважинный флюид. Температура в таких измерительных ячейках измениться достаточно быстро за счет малого объема флюида, содержащегося в ячейке. Такое изменение будет зафиксировано датчиками 3 температуры, расположенными в каждой измерительной ячейке. В остальных же ячейках за счет того, что они выполнены из теплоизолирующего материала температура, не будет меняться достаточно продолжительное время.

Таким образом, реализуется возможность выявить и определить те ячейки, которые будут измерять непосредственно температуру втекающего в скважину флюида.

«Отработавший» в соответствующих ячейках флюид проходит через зазор между сетчатой структурой и задней стенкой корпуса и покидает устройство из его верхней части, вливаясь по потоку основного скважинного флюида.

Выполнение стенок корпуса из теплоизолирующего материала позволяет исключить влияние процессов передачи тепла от основного потока в скважине на точность измерения температуры флюида притока.

Выполнение измерительных ячеек из теплоизолирующего материала позволяет обеспечить теплоизоляцию каждой измерительной ячейки, путем исключения процессов теплопередачи через стенки ячеек (в процессе реализации способа соседние ячейки могут быть заполнены разными флюидами - флюидом протока и скважинным флюидом, которые имеют разные температуры), что позволяет измерять температуру втекающего флюида с высокой точностью. С другой стороны, выполнение стенок корпуса и измерительных ячеек из упругодеформируемого материала обеспечивает гидроизоляцию флюида притока от общего потока скважины. Сетчатая структура устанавливается в полость корпуса таким образом, что через эту структуру и осуществляется поступление флюида притока в устройство (сетчатая структура с одной своей стороны является передней стенкой устройства, а измерительные ячейки - входные отверстия устройства). При приложении усилия на корпус устройства в виде прижимающего усилия совместно со свойством гибкости (упругой деформации) материала корпуса и ячеек структуры обеспечивается гидроизоляция флюида притока от основного потока флюида в скважине.

Сетчатая структура представляет из себя, по сути, набор равных по высоте полых ячеек (в случае, например, ее прямоугольной формы, когда структура может быть выполнена в виде решетки, образованной перпендикулярно-пересекающимися перегородками, в пространственном, объемном выражении это - параллелепипед). Форма измерительных ячеек и, следовательно, форма сетчатой структуры может быть достаточно многообразной. Измерительные ячейки могут иметь форму n-угольника, где n-количество его углов (квадрат, пентагон, гексагон и др.). В любом случае их размеры должны быть рассчитаны исходя из соразмерности с перфорационными отверстиями, а количество ячеек (размеры сетчатой структуры) - с учетом параметров зоны перфорации.

Так, постоянная времени Δt устройства определяется объемом измерительной ячейки V_cell средним дебитом отдельного перфорационного канала q_p:

где ΔР разность между давлением в пласте и давлением в скважине, π· - математическая константа, равная 3,14159, η - вязкость флюида, n_р - число перфорационных каналов на 1 метр длины скважины в зоне перфорации, k_е - проницаемость пласта, r_w и r_e - радиус скважины и радиус внешней границы пласта.

Для реализации заявленного способа определения параметров скважины изменяют дебит скважины и для каждого продуктивного пласта измеряют изменение температуры T_in втекающего в скважину флюида во времени T_in=T_in(t).

Отличительной особенностью зависимости T_m(t) при нестационарном режиме работы проперфарированной скважины является быстрое изменение температуры на начальном этапе (первые 20-60 минут) и медленное изменение (в десятки раз медленнее, чем на начальном этапе) температуры после 3-5 часов (Фиг.4).

Из измеренной зависимости T_in(t) определяют величину изменения температуры ΔT_р начального этапа (Фиг.4).

Осуществляют построение зависимости Т_in(t) от логарифма времени t, прошедшего после начала добычи или изменения дебита скважины (Фиг.5). Находят время t_s, спустя которое угол наклона полученной кривой (т.е. логарифмическая производная ) становится постоянным:

и находят установившееся значение логарифмической производной А. Величина этой постоянной связана с удельным дебитом скважины q[м³/(м·с)] (приток на единицу длины скважины) и соответствующей величиной скин-фактора s соотношениями:

После этого, по величине t_s из соотношения (5) можно оценить расстояние r_s от оси скважины, где (r>r_s) течение флюида можно считать цилиндрически симметричным.

Величина r_s, как показывают численные расчеты, пропорциональна длине L_р перфорационного канала.

Далее по величине изменения температуры ΔT_p начального этапа находят безразмерный параметр:

который используют, в свою очередь, для расчета параметра δ, который дает оценку длины перфорационного канала L_{p_act}, через которую осуществляется приток флюида в скважину (δ=L_{p_act}/L_p):

где , r_p и L_p - радиус перфорационного канала.

Значение δ=1 означает, что никакой загрязненной зоны вокруг скважины нет и перфорационный канал работает по всей длине. При известной длине перфорационных каналов значения параметра δ в интервале от 0 до 1 представляют количественную оценку доли длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида в скважину. В случае неизвестной длины L_p перфорационных каналов из той же формулы (7) определяют эффективную длину перфорационного канала L_pδ, которая характеризует одновременно размеры загрязненной зоны в околоскважинной области и длину каналов перфорации.

Далее, дебит Q каждого пласта скважины определяют по:

где h - толщина (мощность) пласта. Профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 изображено устройство для измерения температуры втекающего в скважину флюида, горизонтальный разрез и вид устройства со стороны обсадной колонны; фиг.2 - схематичное изображение расчетной области для моделирования течения флюида в пористой среде, питающей один перфорационный канал; на фиг.3 - расчетная область (сетка) для реализации 3D моделирования течения в пористой среде, питающей 1/4 перфорационного канала; на фиг.4 - зависимость увеличения температуры втекающего в скважину флюида от времени, прошедшего с момента начала добычи; на фиг.5 - зависимость температуры втекающего в скважину флюида от натурального логарифма времени (в секундах).

Варианты осуществления изобретения

Реализация заявленного способа определения профиля притока и параметров зоны перфорации была осуществлена путем 3D численного моделирования процессов тепло- и массопереноса в пористой среде в зоне перфорации с использованием коммерческого программного обеспечения для гидродинамического и теплового моделирования STAR-CD, разработанного компанией CD-ADAPCO. Моделировалось течение флюида в области пористой среды, питающей 1/4 перфорационного канала (Фиг.2, Фиг.3).

При моделировании использовались следующие расчетные параметры. Параметры зоны перфорации: h=0.4 м - расстояние по высоте и φ=60° - угол между перфорационными каналами, n_p=15 - число перфорационных каналов, приходящихся на 1 метр длины скважины, r_р=0.01 м L_p=0.5 м - радиус и длина перфорационного канала. Размеры расчетной области - высота 0.2 м и угол 30° (Фиг.3), r_w=0.1 м - радиус скважины, r_е=10 м - внешний радиус расчетной области, P_w=50 бар - давление в скважине, Р_е=100 бар - давление на внешней границе расчетной области, k_e=10^-13 м² проницаемость пласта, 0.3·k_e - проницаемость пласта в слое толщиной 0.2 м вокруг скважины, φ=0.2 - пористость пласта, c_f=1800 Дж/(кг·К) и c_m=750 Дж/(кг·К) - удельные теплоемкости пластового флюида и породы, ρ_f=900 кг/м³ и ρ_m=2700 кг/м³ - плотности пластового флюида и породы, ε₀=-5·10^-7 К/Па - коэффициент Джоуля-Томсона, η=0.01 Па·с - вязкость флюида.

В результате численного моделирования была получена величина массового притока в скважину (1/4 притока перфорационного канала) g_c=1.21·10^-3 кг/с. Объемный дебит q_c на 1 м длины скважины рассчитывался по формуле:

Для проверки предлагаемого способа определения локальной величины притока и параметров зоны перфорации эта величина была найдена по приведенным на Фиг.4, Фиг.5 зависимостям температуры притока от времени.

Из Фиг.5 видно, что спустя время t_s≈e¹⁰ с≈6 часов логарифмическая производная температуры становится равной .

Подставив эту величину в формулу (8), определили:

Эта величина q_T практически совпадает с приведенным выше значением q_c.

Далее, по формуле (9) и величине t_s находим внутренний радиус r_s области, в которой течение в пласте можно считать цилиндрически симметричным: r_s=0.63 м. Эта величина хорошо согласуется с размерами скважины и длиной перфорационного канала r_w+r_s=0.6 м.

Из Фиг.4 видно, что в течение первых 10-20 минут температура притока увеличивается приблизительно на ΔТ_р=0.5 К ("быстрая" стадия роста температуры на начальном этапе), а далее температура меняется относительно медленно. Подставив эту величину в формулу (10), находим а=5 и далее, из формулы (11) находим δ≈0.8, т.е. приток осуществляется через 80% от длины перфорационного канала, что соответствует существованию (в расчетной модели) слоя с пониженной проницаемостью вокруг скважины.

Для приведенного выше примера были определены геометрические размеры устройства для измерения параметров флюида притока. В среднем на одно перфорационное отверстие приходится площадь S_p поверхности стенок скважины:

Для того чтобы в зону измерения попало не менее 3 перфорационных каналов, площадь сетки измерительных ячеек должна превышать 3 S_p. Если принять, что сетка измерительных ячеек перекрывает 30% периметра скважины (длина дуги l_f=0.2 м), ее высота h_t должна составлять:

Промышленная применимость

Промышленная применимость изобретения подтверждается приведенным выше примером его осуществления, а также возможностью его реализации при использовании широко известных в нефтегазовой отрасли технологического оборудования и материалов.

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине, при котором изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ _р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:
,
где ε ₀ - коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, k _e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:
,
где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:
,
где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r _p - радиус перфорационного канала, n _p - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L _p - длина перфорационного канала, r _e - радиус внешней границы пласта, r _s - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t _s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:
,
где , ϕ - пористость, ρ _m с _m и ρ _f c _f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы и флюида соответственно, причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.