Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта. Способ включает спуск в скважину расходомера в составе комплекса геофизических приборов, последующую закачку жидкости в скважину через порты гидроразрыва, в процессе которой за счет создания высокого давления нагнетания жидкости осуществляют по интервалам, соответствующим портам гидроразрыва, замеры расходомером на подъеме и спуске до стабилизации забойного давления суммарного расхода жидкости, контролируемого по устьевым замерам. Рассчитывают распределение приемистости портов гидроразрыва путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости его движения, при этом определяют профиль притока из условия, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости. В скважинах с двухфазной жидкостью, содержащей нефть и воду, исследования в режиме нагнетания выполняют последовательно при закачке нефти и воды. Предложенный способ позволяет с высокой точностью определить профиль притока в низкодебитных горизонтальных скважинах за счет повышения информативности и точности замеров. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину с горизонтальным окончанием, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта.

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами одной из важнейших задач является мониторинг распределения притока по стволу скважины. Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя провести соответствующие геолого-технические мероприятия.

Известен способ мониторинга добывающих, нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин (патент RU 2622974, МПК Е21В 47/11, опубл. 21.06.2017), согласно которому в исследуемую скважину помещают распределенные по ее длине источники тепла/охлаждения и датчики температуры. На режиме притока/нагнетания происходит выборочная активация источников тепла/охлаждения с последующим определением с использованием датчиков температуры скорости продвижения тепловых меток по длине скважины. На основе расчета этой скорости делается заключение о профиле притока/приемистости на исследуемой скважине.

Недостатком известного способа следует признать его низкую точность в случае горизонтальной скважины, из которой поступает многофазный флюид, поскольку в этом случае скорость передвижения тепловых меток будет зависеть от фазового содержания флюида и инклинометрии скважины. Кроме того, в малодебитных скважинах конвективный тепловой фронт в потоке флюида, вызванный активацией источников тепла/охлаждения, будет сильно размыт в силу низкой скорости потока и влияния теплообмена с окружающими породами.

Известен способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине (патент RU 2490450, МПК Е21В 47/11, опубл. 20.08.2013), согласно которому в скважину спускается хвостовик с набором пакеров и штуцеров и глубинного геофизического комплекса на кабеле. Путем последовательного перекрытия интервалов пласта производится селективная закачка в скважину нефти, содержащей термоконтрастирующие и нейтроноконтрастирующие вещества, и периодическое выполнение замеров на режимах закачки, отбора продукции скважины и остановки с помощью геофизических приборов.

Недостатком известного способа является его низкая точность в случае малодебитной скважины и техническая сложность реализации, особенно в случае, если горизонтальный ствол скважины имеет неравнопроходное сечение.

Известен способ исследования многопластовых скважин (патент RU 2247237, МПК Е21В 47/00, опубл. 27.02.2005), который заключается в спуске в добывающую скважину геофизических приборов и проведении исследований сначала при отборе продукции скважины, а затем при закачке дегазированной жидкости. При этом по доле нефтяных пластов в общем дебите закачки и отбора и по забойным давлениям при закачке и отборе определяют пластовые давления нефтяных пластов и коэффициент их продуктивности.

Недостатком данного способа является сложность его применения для горизонтальных малодебитных добывающих скважин, в которых расходомер на режиме притока имеет низкую точность из-за малых скоростей движения потока флюида и неравномерного распределения фаз по сечению скважины.

Задачей предложенного изобретения является расширение функциональных возможностей проведения промысловых геофизических исследований в низкодебитных горизонтальных скважинах.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, заключается в увеличении точности определения профиля притока на малодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта за счет повышения информативности и точности замеров.

Технический результат достигается способом определения профиля притока малодебитной добывающей горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, при котором спускают в скважину расходомер в составе комплекса геофизических приборов, осуществляют последующую закачку жидкости в скважину через порты гидроразрыва, в процессе которой за счет создания высокого давления нагнетания жидкости осуществляют по интервалам, соответствующим портам гидроразрыва, замеры расходомером на подъеме и спуске до стабилизации забойного давления суммарного расхода жидкости, контролируемого по устьевым замерам, и рассчитывают распределение приемистости портов гидроразрыва путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости его движения, при этом определяют профиль притока из условия, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости.

Согласно изобретению в скважинах с двухфазной жидкостью, содержащей нефть и воду, исследования в режиме нагнетания выполняют последовательно при закачке нефти и воды.

При разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами одной из наиболее эффективных технологий заканчивания и эксплуатации скважин являются горизонтальные скважины с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Для мониторинга работы таких скважин применяются промысловые геофизические исследования, которые в наиболее общем случае заключаются в спуске в скважину комплекса геофизических приборов и проведении поинтервальных замеров параметров скважинного флюида. На основе обработки этих замеров делается заключение о профиле притока в скважине, выделяются неработающие и обводненные интервалы пласта с тем, чтобы в дальнейшем планировать геолого-технические мероприятия для повышения эффективности эксплуатации скважины.

Особенностью интерпретации результатов промысловых геофизических исследований в горизонтальных скважинах является необходимость учета режима течения многофазного потока в зависимости от фазового состава, скорости потока и угла наклона участка скважины, без которой использование прямых замеров в скважине имеет невысокую точность, которая еще более снижается для случая малодебитных скважин. С другой стороны, применение методов математического моделирования также не является решением проблемы ввиду наличия существенных модельных упрощений и большого количества используемых в расчетах параметров с низкой замерной достоверностью.

Для повышения точности определения профиля притока малодебитных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта предлагается за счет кратковременного перевода добывающей скважины под нагнетание жидкости создать такие условия, при которых точность показаний геофизических приборов будет существенно выше, чем в режиме притока.

При этом предполагается, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости (Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Садретдинов А.А., Семикин Д.А., Ракитин М.В., Сурмаев А.В. Оптоволоконные технологии мониторинга действующих горизонтальных скважин / Каротажник, №9 (243), 2014, С. 47-55). Данное предположение справедливо только при условии отсутствия изменения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта вследствие изменения геометрии трещин гидроразрыва.

Для уточнения давления, при котором происходит изменение геометрии трещин конкретной скважины, рекомендуется произвести серию тестов по оценке зависимости приемистости скважины от величин репрессии. Пример таких расчетов показан на представленном на чертеже графике зависимости забойного давления от приемистости. Индикатором достижения критического давления на устье скважины, при котором начинает изменяться геометрия трещин, является резкое изменение угла наклона линии на графике в координатах: забойное давление-приемистость, в данном случае критическое давление составляет 215 атм.

Тип закачиваемой жидкости определяют с учетом фазовой проницаемости нефти и воды в режиме нагнетания. При нагнетании жидкости гидрофильного, либо гидрофобного состава проницаемость конкретного интервала, соответствующего порту гидроразрыва, будет являться более достоверной для аналогичного состава закачиваемой жидкости. То есть, если из некоторого порта гидроразрыва пласта в режиме добычи поступает нефть, то его продуктивность может быть оценена на основе приемистости гораздо точнее, если в режиме закачки в данный порт также нагнетается нефть. Последовательное выполнение циклов нагнетания воды и нефти и проведение замеров с помощью расходомера позволяет выделить зоны с повышенной обводненностью состава продукции: по интенсивности поглощения гидрофильного состава при отсутствии или сниженных значениях приемистости порта гидроразрыва в процессе нагнетания гидрофобных сред.

Способ осуществляют следующим образом.

Имеется горизонтальная скважина с многостадийным гидроразрывом пласта, которая при добыче имеет суммарный дебит по жидкости менее 50 м³/сут. С помощью одной из технологий доставки в скважину спускают комплекс геофизических приборов, в состав которого входит расходомер. Производят запуск скважины в работу при нагнетании жидкости в насосно-компрессорные трубы. Давление нагнетания выбирают таким, чтобы обеспечить условия интенсивного нисходящего потока с суммарным расходом жидкости в объеме, обеспечивающем уверенную работу расходомера (не менее 80-100 м³/сут), но при этом создаваемая репрессия на пласт не должна изменить геометрию трещин гидроразрыва и, следовательно, приемистость призабойной зоны. Производят поинтервальный замер расхода жидкости для каждого порта гидроразрыва путем регистрации показаний расходомера во время движения (подъема и спуска) геофизических приборов в горизонтальном стволе скважины до стабилизации забойного давления и суммарной закачки, контролируемой по устьевым замерам. При этом замеры, выполненные с помощью расходомера, должны показывать воспроизводимые повторяющиеся результаты для каждого порта гидроразрыва. Рассчитывают долю объема закачки каждого исследуемого интервала скважины в общем объеме закачки путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости движения. Доли объемов добычи для каждого порта гидроразрыва в общем объеме добычи принимают равными долям объемов поглощения.

Пример осуществления заявленного способа показан на добывающей горизонтальной скважине, имеющей 3 продуктивных интервала (3 порта гидроразрыва). Примем пластовое давление равным 200 атм, забойное давление 50 атм и средний (общий) дебит по нефти 30 м³/сут, который является недостаточным для точной работы расходомера и корректного определения притока в каждом интервале. После перевода скважины под закачку создали забойное давление 400 атм, при этом общая закачка нефти равна 100 м³/сут. По результатам исследования с помощью расходомера оказалось, что расход нефти в самом дальнем по стволу скважины интервале равен 50 м³/сут, в среднем - 30 м³/сут, в ближнем - 20 м³/сут. Следовательно, соотношение приемистостей и, как следствие, продуктивностей пластов равно 50:30:20. После пересчета на исходный дебит 30 м³/сут получают профиль притока скважины, а именно из дальнего интервала притекает 15 м³/сут нефти, из среднего - 9 м³/сут, из ближнего - 6 м³/сут.

Таким образом, по известной общей закачке и доле каждого интервала в общей закачке можно по дебиту скважины определить приток флюидов по каждому интервалу, т.е. определить профиль притока, с помощью которого можно путем выявления неработающих интервалов пласта контролировать процесс добычи в нефтедобывающих скважинах.

1. Способ определения профиля притока малодебитной добывающей горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, включающий спуск в скважину расходомера в составе комплекса геофизических приборов, последующую закачку жидкости в скважину через порты гидроразрыва, в процессе которой за счет создания высокого давления нагнетания жидкости осуществляют по интервалам, соответствующим портам гидроразрыва, замеры расходомером на подъеме и спуске до стабилизации забойного давления суммарного расхода жидкости, контролируемого по устьевым замерам, и рассчитывают распределение приемистости портов гидроразрыва путем обработки показаний расходомера с учетом направления и скорости его движения, при этом определяют профиль притока из условия, что продуктивность портов, из которых поступает флюид, пропорциональна их приемистости при закачке жидкости.

2. Способ определения профиля притока по п. 1, отличающийся тем, что в скважинах с двухфазной жидкостью, содержащей нефть и воду, исследования в режиме нагнетания выполняют последовательно при закачке нефти и воды.