Способ оценки состояния призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости. При обработке результатов замеров определяют значения коэффициентов проницаемости различными методами: методом касательной, дифференциальными и интегральными методами. Дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qж - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами. Затем строят уравнения регрессии между Qж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами. По наибольшему значению коэффициента детерминации R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении. Изобретение позволяет достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований и повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Известен способ исследования скважины, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров. При фиксировании кривой восстановления давления (КВД) первые 10 мин замеры производят каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти часов -через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 ч, в течение вторых суток - каждые 5 ч, в течение третьих суток - каждые 10 ч и далее через каждые 24 ч. Давление замеряют с точностью 0,01 МПа. Фиксируют не менее двух КВД через временной интервал эксплуатации скважины, достаточный для проявления изменения свойств призабойной зоны (ПЗ). Перестраивают КВД в кривые перепада давления в логарифмических координатах -логарифм давления как функция логарифма времени. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину засорения ПЗ. Проводят мероприятия по отчистки ПЗ пласта. Вновь фиксируют КВД с вышеприведенными замерами и точностью. Перестраивают КВД в кривую перепада давления в вышеуказанных логарифмических координатах. Сравнивают полученную кривую с последней кривой до мероприятий по обработке ПЗ. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину отчистки (см. патент РФ № 2407887 от 27.12.2010).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что известным способом необходимо обрабатывать несколько КВД, без указания способа обработки КВД, при этом различные методы обработки КВД могут выдать отличающиеся результаты.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным. шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта, (см. патент РФ №2522579 от 20.07.2014, Е21В49/00, Е21В47/00). Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа - способ оценки состояния призабойной зоны пласта, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров методом касательной, дифференциальными и интегральными методами с определением коэффициента проницаемости.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известный способ предполагает определение проницаемости с использованием только одного способа обработки КВД. Так как при обработке КВД различными методами могут быть получены значения проницаемости пласта, существенно отличающиеся друг от друга. Способ не дает ответа какое из полученных значений проницаемости будет верным, что в последствии может дать недостаточно точный прогноз определения показателей разработки залежи, вследствие того, что определение показателей производится с помощью геолого-гидродинамического (математического) моделирования, часть исходных параметров которого принимаются по результатам обработки КВД.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, -разработка способа, позволяющего достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований, и повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта, включающем эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров методом касательной, дифференциальными и интегральными методами с определением коэффициента проницаемости, согласно изобретению при обработке результатов замеров дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Ож - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами, затем строят уравнения регрессии между Ож и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами, по наибольшему значению коэффициента детерминации R в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа, - при обработке результатов замеров дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qtk - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами; затем строят уравнения регрессии между 0Ж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами; по наибольшему значению коэффициента детерминации R в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований и благодаря этому повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины.

Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров.

Выполняют обработку результатов замеров различными методами: касательной, методом детерминированных моментов давления, интегральным методом, методом Полларда и др. с определением проницаемости коллектора. Значения параметров проницаемости, определенные различными методами, существенно отличаются. Поскольку в конечном счете все получаемые при интерпретации величины должны определять дебит скважины, способ оценки состояния призабойной зоны пласта основан на создании математических моделей прогноза дебитов от значений коэффициентов проницаемости.

Замеряют следующие параметры: 0Ждебит жидкости до остановки скважины на исследование; Рз - забойное давление до остановки скважины на исследование; Рпл - пластовое давление (метод произведения); S - скин-фактор; толщину пласта (шш, м)

Определяют коэффициенты проницаемости кпр (мкм ), которые будут использованы при разработке статистических моделей для вычисления дебитов жидкости: данные полученные с использованием программ ИРИС-кир^, SAPHIR- кпр SR, и данные полученные при использовании метода касательной - кпрмк и метода Барентлатта- кпр МБ. Значения Рпл определены рассчитаны методами произведения и детерминированных моментов давления. Значения скин-фактора определяются с помощью метода касательной.

Определяют значения статистической корреляции между показателями в виде таблицы:

Определяют корреляционные связи между Ож и значениями коэффициентов проницаемости, полученных различными способами. Строят уравнения регрессии (статистические модели) между С*ж и каждым из значений проницаемости, полученных разным способом.

Авторами установлено, что максимально лучшее описание соотношений между значениями коэффициентами проницаемости можно определить по коэффициенту детерминации R2. По наибольшему значению R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении. Пример конкретного осуществления способа.

Рассмотрим разрабатываемые нефтяные залежи в башкирских отложениях Пермского края.

В таблице 1 приведены результаты обработки КВД скважин, эксплуатирующих башкирские отложения.

По данным приведенным выше вычислены средние значения показателей, которые приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 видно, что средние значения Кпр, определенные различными методами, значительно отличаются. Далее вычислены значения коэффициентов корреляции, которые приведены в таблице 3:

Примечание-0,46*-значимые корреляционные связи

Из таблицы 3 видно, что значимые корреляционные связи положительной направленности дебит жидкости имеет с забойным и пластовым давлением, а также со всеми коэффициентами проницаемости.

Анализ полей корреляции показывает, что корреляционные связи характеризуются значительной нелинейностью. При этом, при повышении значений Кпр ИР и Кпр мк, корреляционное поле характеризуется значительным «разбросом» точек. Меньший «разброс» точек в пределах корреляционных полей наблюдается между Кпр МБ и С)ж, Кпр SR и С2Ж. При этом необходимо отметить, что в первом случае значения Кпр ^ изменяются в меньшем диапазоне, чем значения КПр . Установлено, что максимально лучшее описание соотношений между значениями коэффициентами проницаемости можно определить по коэффициенту детерминации Rz. По имеющимся соотношениям получены формулы, которые приведены в таблице 4.

Из таблицы 4 видно, что максимальная нелинейная связь наблюдается между Qk и КПр . Отсюда следует, что подходы, используемые в ПК SAPHIR, позволяют определить наиболее достоверные значения коэффициента проницаемости рассматриваемых карбонатных коллекторов.

Преимущество заявляемого способа состоит в том, что он позволяет в условиях высокой неопределенности геологической информации более точно определить наилучший способ обработки данных гидродинамических исследований на неустановившихся отборах. Кроме того, заявляемый способ прост и не трудозатратен.

Способ оценки состояния призабойной зоны пласта, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров методом касательной, дифференциальными и интегральными методами с определением коэффициента проницаемости, отличающийся тем, что при обработке результатов замеров дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qж - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами, затем строят уравнения регрессии между Qж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами, по наибольшему значению коэффициента детерминации R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к эксплуатации скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение анализа эквивалентной статической плотности. Способ включает сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены, установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением, причем первое пороговое значение следует тренду как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами. При наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости. При обработке результатов замеров определяют значения коэффициентов проницаемости различными методами: методом касательной, дифференциальными и интегральными методами. Дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qж - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами. Затем строят уравнения регрессии между Qж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами. По наибольшему значению коэффициента детерминации R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении. Изобретение позволяет достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований и повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины. 4 табл.

Наверх