Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Способ заключается в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола. При этом с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластов/портов МГРП в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием: 0.1⋅G/Q<ΔT<0.3⋅G/Q, где G - общий объем закачанной жидкости (м3),Q - усредненный технологический дебит отбора (м3/сут), после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания. Технический результат заключается в повышении точности определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС или портов компоновки МГРП в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами исследований скважин (ПГИ). Оно может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта - для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Известны традиционные способы промыслово-геофизических исследований на основе потокометрических методов определения профиля притока (механическая расходометрия, термокондуктивная расходометрия). Недостатком перечисленных способов является их низкая чувствительность и точность в условиях ГС при низко- и среднедебитном (менее 70-100 м3/сут) притоке, характерном для пластов относительно малой проницаемости (менее 10-20 мД).

Однако именно на этот сегмент диапазона дебита приходится основная доля нефтяных горизонтальных скважин (включая заканчивание компоновками с многостадийным гидроразрывом МГРП) на месторождениях России.

Известен, также, способ определения профиля притока на основании измерений спектра пассивного акустического сигнала (спектральная шумометрия), позволяющий диагностировать очень слабые притоки и выделять работающие толщины коллектора. Существенным недостатком данного способа, состоит в невозможности оценки доли пласта в притоке.

Известен метод диагностики интервалов притока (закачки) и работающих толщин основанный на измерении температуры в стволе скважины (скважинная термометрия). Данный метод хоть и обладает меньшей чувствительностью к притокам, чем спектральная шумометрия - однако, он может использоваться для количественной оценки дифференциального профиля притока вдоль ствола ГС (в то время, как метод шумометрии классифицируется только в качестве индикатора зон притока (перетока) и негерметичностей).

Практика исследований нефтяных ГС на объектах «ГПН» показала, что при отсутствии в притоке значительного количества (объема) газа для обеспечения данного отличия необходимо искусственное тепловое воздействие на пласт. Это достигается, если предварительно (до начала проведения исследований в скважине) искусственным образом (целенаправленно или вынужденно) изменяется фоновое поле. В частности, практика показала, что этого можно достичь, если выполнять температурные измерения через относительно непродолжительный интервал времени после окончания закачки в пласт достаточно больших объемов контрастной по температуре жидкости.

Подобная технология реализована в наиболее близком по технической сущности к предлагаемому авторами решению: способе определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине.

Данный способ защищен патентом №2490450 от 06.11.2011 г., полученным ранее «ГПН НТЦ» с участием авторов и устанавливающим приоритет компании «ГПН» в так называемых «активных» технологиях исследований эксплуатационных ГС, связанных с целевой закачкой в пласт различных «меченных веществ (МВ)» (включая и контрастные по температуре MB) и проведение измерений (практически всеми основными промыслово-геофизическими методами ПГИ) по принципу «каротаж-воздействие-каротаж».

Данный способ предполагает:

- регистрацию фонового распределения температуры;

- закачку в пласты контрастной по температуре жидкости;

- последующий мониторинг восстановления температуры после закачки.

В интервалах поглощения восстановление протекает более медленно. Накопление закачиваемой жидкости в интервалах поглощения приводит к замедлению темпа восстановления. Причем, чем больше закачанной жидкости поступило в пласт (отдельные интервалы пласта), тем меньше будет темп восстановления, что является основой оценки по термометрии доли вклада интервалов пласта в суммарной закачке (приемистости).

Подобная технология особенно результативна, если исследованиям предшествовали мероприятия по гидроразрыву пласта (особенно, если выполнялся больше объемный МГРП, когда объем закачиваемого на создание только одной трещины (стадии) проппанта составляет порядка 100 тонн, а жидкости ГРП - сотни м3). Таким образом, при проведении МГРП в ГС вместе с проппантом производится закачка значительных объемов (тысячи м3) рабочей жидкости (геля, изначально имеющего температуру поверхности).

Однако прототип также имеет существенные недостатки, связанные со следующим:

- во-первых, точность подобной оценки, как правило, существенно снижена вследствие отсутствия достоверной априорной информации о теплопроводности вмещающих горных пород.

- во-вторых, (и это главное) исследования необходимо проводить сразу после активного воздействия на пласт, когда температурные аномалии отражают профиль закачки, не всегда отражающий добычной потенциал пластов на режиме технологического отбора;

Для устранения указанных недостатков предлагается в известном способе, заключающемся в проведении термических исследований после закачки контрастной жидкости, дополнительно:

- проводить измерения профиля температуры после запуска скважины на режим технологического отбора, а также после ее работы на данном режиме в течение периода времени, достаточном для очистки пласта от закачиваемой жидкости (длительность периода оценивается на основе критерия: Δ⊂0.1÷0.3Q/Q, где Q -общий объем закачанной жидкости, Q - технологический дебит отбора);

- оценку доли пласта в притоке производить на основе уравнения калориметрического смешивания.

Технической задачей изобретения является количественная оценка интервальных долей притока жидкости в горизонтальный ствол из портов ГРП (при заканчивании ГС компоновками МГРП) по результатам термических исследований в процессе вывода скважины на технологический режим отбора после ранее проведенного геолого-технологического мероприятия (гидроразрыва).

Основой решения данной задачи является предлагаемая авторами технология температурных измерений в горизонтальном стволе до и в период вывода скважины на стабильный режим отбора после выполнения мероприятия по многостадийному гидроразрыву. Указанные термические исследования могут быть выполнены как традиционным способом - с перемещением вдоль ствола регистрирующего зонда, так и с применением распределенных оптоволоконных измерительных систем перманетного распределенного термониторинга.

Главная техническая задача состоит в том, чтобы обеспечить проведение термических исследований в период, когда результат будет ближе всего соответствовать реальным добычным возможностям совместно работающих интервалов пласта (притоков, сфокусированных в мандрелях портов МГРП). Необходимость в таком требовании связано с тем, что пласт в условиях горизонтального вскрытия при закачке и при притоке на технологическом отборе может вести себя по-разному.

Для достоверного решения данной задачи термические исследования должны быть проведены после освоения и вывода скважины и на режим технологического отбора. При этом необходимо выполнить два требования:

а) с одной стороны, длительность периода отработки пласта должна быть достаточно большой, чтобы коллектор очистился от рабочего агента ГРП,

б) с другой стороны, этот период нельзя сильно увеличивать, чтобы температурные аномалии калориметрического смешивания сохранили контраст, обусловленный предшествующей закачкой (измененным фоновым полем).

Для обоснования оптимальной длительности периода отбора на базе перечисленных требований авторами было проведено математическое моделирование циклов теплового воздействия на пласт и последующей отработки скважины.

С помощью моделирования авторами установлено, что для того, чтобы температурные аномалии оставались информативными, соотношение суммарной добычи из пласта должна с объемом предшествующей закачки должно быть в диапазоне от 1:3 до 1:10. Результаты данных расчетов положены в основу критерия по выбору длительности периода работы скважины, после которого могут быть выполнены информативные термические исследования.

Регистрация термограмм в указанный период времени имеет еще одно преимущество. Основным информативным эффектом в этом случае является калориметрическое смешивание потоков флюида, движущегося как по стволу, так и поступающего из пласта. На величину формируемой калориметрическим смешиванием аномалии практически не влияют тепловые свойства вмещающих горных пород, априорные данные о которых, как правило, отсутствует.

То есть реализуется очень простой и достаточно точный способ оценки доли вклада интервалов пласта в приток, максимально устойчивый к влиянию возможных факторов-помех.

Еще одно преимущество предлагаемого способа состоит в том, что контраст фонового поля в условиях ГРП (МГРП) оказывается достаточным, чтобы при оценке доли вкладов интервалов пласта в приток можно было не учитывать температурных изменений вследствие эффекта дросселирования.

Пример осуществления принципа изобретения иллюстрируется схемой на Рис. 1, где представлены расчетные профили температуры при проведении термических исследований в условиях притока:

а) непосредственно после запуска скважины на отбор;

б) при работе скважины на технологическом режиме отбора в оптимальный для количественной оценки дебитов пластов период времени;

в) при продолжительном отборе.

На данном рисунке приняты следующие условные обозначения:

Тф - фоновое распределение температуры по глубине, связанное с предшествующей закачкой рабочей жидкости в пласты, Т - распределение температуры при притоке; Тг - геотермическое распределение температуры; ΔТεi - аномалии дросселирования; i=I, II, III - интервалы притока

Представленный Рис. 1 иллюстрирует факт того, что после запуска скважины на технологический отбор фоновое распределение температуры интенсивно релаксирует.

Если выполнить термические исследования непосредственно после начала отбора контраст аномалий калориметрического смешивания, связанный с притоком максимален (Рис. 1.а). Однако профиль притока в этом случаев не отражает реальных добычных возможностей пластов из-за не полной очистки коллектора от рабочей жидкости закачки. Оптимальное время исследований (Рис. 1.б) характеризуется очисткой пласта от закачиваемой жидкости. Профиль температуры отражает реальные добычные возможности пластов.

При длительном отборе (Рис.1.в) фоновое распределение температуры теряет контрастность и термометрия не информативна.

Следует отметить еще одно преимущество предлагаемого способа. Вследствие существенного отличия фонового распределения температуры от геотермического при оценке доли пласта в притоке можно не учитывать влияние на температуру притекающей из пласта жидкости эффекта дросселирования (влияние данного эффекта отражают приращения температуры ΔТεi на Рис. 1.

Обоснованность применения данного способа иллюстрирует Рис. 2, где представлены результаты расчета авторами температуры в скважине после цикла закачки в трещину рабочей жидкости ГРП продолжительностью 100 мин, со средним расходом 400 м3/сут (данные характеристики соответствуют реальным характеристикам гидродинамического воздействия на пласт при выполнении больше объемного гидроразрыва). Приведенные зависимости отличаются интенсивностью отбора. Как можно видеть из рисунка, температурная аномалия при отборе интенсивно релаксирует во времени, причем темп релаксации зависит от темпа отбора, что вполне логично.

Тем не менее, температурное воздействие на пласт от закачки рабочей жидкости настолько существенно, что его не удается полностью нивелировать даже при длительной последующей эксплуатации скважины с технологическим дебитом отбора. Это позволяет оценивать по термометрии добычные возможности пластов практически при полной очистке пласта от следов рабочей жидкости гидроразрыва - то есть в условиях технологического отбора.

В зависимости от темпа отбора величина остаточной аномалии, связанная с закачкой даже после нескольких недель отбора, превышает несколько градусов, а в ряде случаев может достигать 100 С и более (при средней чувствительности термодатчика в 0.010 С). На фоне этой контрастной аномалии изменение температуры выходящего из пласта флюида, связанное с эффектом дросселирования, становится несущественной и им можно пренебречь ΔТε≈0.

На Рис. 2, показано поведение температуры при закачке (400 м3/сут) и при различном отборе (от 4 до 80 м3/сут) по результатам моделирования

На Рис. 3 представлен пример практической реализации способа.

Результаты ПГИ в горизонтальной скважине **340. I - колонка глубин (м), II -конструкция скважины, III - диаграммы локатора муфт и ГК, IY÷YIII - результаты термометрии, механической расходметрии, влагометрии и спектральной шумометрии в работающей и в остановленной скважине. Экспрессная оценка доли пластов в притоке выполнена по величине аномалий калориметрического смешивания

Аномальное охлаждение пласта в данной скважине связано с закачкой в порты при МГРП большого количества охлажденной рабочей жидкости. Таким образом, был искусственно создан очень высокий контраст температуры между скважиной и работающим коллектором. Поэтому элемент случайности при диагностике работы портов по результатам термометрии в данном случае минимален (температурное воздействие здесь существенно больше, чем прогрев пласта при притоке вследствие эффекта дросселирования).

Именно это позволило в данной скважине уверенно выделить притоки жидкости при минимальном газосодержании продукции. Кроме этого, удалось создать наиболее комфортные условия для количественной оценки дебитов пластов - при оценке доли вклада интервалов пласта в приток с помощью уравнения калориметрического смешивания. Этого эффекта удалось достигнуть благодаря выбору оптимального времени проведения термических исследований на основе приведенного выше критерия.

Преимуществом нового способа исследований является возможность уверенного определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС (или портов компоновки МГРП) в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии.

Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), заключающийся в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола, отличающийся тем, что с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластов (портов МГРП) в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием:

0.1⋅G/Q<ΔT<0.3⋅G/Q,

где G - общий объем закачанной жидкости (м3),

Q - усредненный технологический дебит отбора (м3/сут),

после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области термометрии. Техническим результатом является упрощение технологии, повышение точности измерений температуры за счет подавления температурных колебаний, вызванных свободной тепловой конвекцией.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при управлении скважиной на нефтяных месторождениях. Технической результат - повышение достоверности контроля обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит датчик влагомера и блок детектирования плотномера, взаимодействующий с источником гамма-излучения, заключенным в защитный экран, герметичный короб с электронным блоком обработки сигналов и компьютер.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для насосной системы в скважине. Система включает двигательный узел, насос, приводимый в движение двигательным узлом, а также один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра.

Изобретение относится к геологии и горному делу и может быть использовано при геологическом исследовании и изучении хвостохранилищ, эфельных отвалов, иных массивов, сложенных на основе тонко дробленых и/или измельченных минеральных масс, в том числе, химически опасных продуктов.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к инспектированию скважин и передаче информации о результатах контроля параметров технологического процесса добычи нефти и газа, и может быть использовано для снятия показаний и контроля проводимых работ на нефтегазовых скважинах и нефтепромысловом оборудовании, не оснащенных или частично оснащенных АСУ ТП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля глубины спуска в скважину колонны труб. Техническим результатом является повышение точности определения глубины погружения бурового оборудования независимо от параметров буровой лебедки.

Изобретение относится к локационному оборудованию, применяемому при строительстве скважин методом бестраншейной технологии, и используется в системах позиционирования для горизонтально-направленного бурения.

Изобретение относится к системе определения местоположения буровой скважины. Указанная система содержит: источник тока; вывод заземления, при этом вывод заземления электрически соединен с источником тока, вывод заземления заземлен на земной поверхности; проводник опорного сигнала, при этом проводник опорного сигнала электрически соединен с источником тока, проводник опорного сигнала введен в опорную скважину.

Изобретение относится к области передачи забойной информации из скважины на поверхность по электромагнитному каналу связи и может быть использовано для мониторинга процесса эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин, и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Способ заключается в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола. При этом с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластовпортов МГРП в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием: 0.1⋅G∑Q<ΔT<0.3⋅G∑Q, где G∑ - общий объем закачанной жидкости,Q - усредненный технологический дебит отбора, после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания. Технический результат заключается в повышении точности определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС или портов компоновки МГРП в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии. 3 ил.

Наверх