Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Технической результат заключается в получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) и в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации. Согласно способу предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале. После чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где μ - вязкость [сП], n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций), F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц], D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм]. Затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора. 4 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

Для прогноза производительности скважин на месторождениях углеводородов, выбора способов извлечения и интенсификации притока нефти и газа необходимо иметь информацию о фильтрационных характеристиках каждого продуктивного интервала (групп толщин с близкими фациальными свойствами), вскрываемого и эксплуатируемого скважиной.

Знание профиля проницаемости (абсолютной или фазовой) каждого продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации объектов позволяет с большей эффективностью проводить разработку месторождения, добиваясь равномерного вытеснения углеводородов при заводнении толщин с разной проницаемостью.

Известные методы геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по отдельности не могут быть использованы для корректного определения профиля проницаемости в эксплуатационных скважинах с ухудшенными фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС), который является важнейшей характеристикой для проведения адаптации гидродинамических 3D моделей.

Технология ГИС не дает корректных значений для неоднородных низкопроницаемых коллекторов (как правило, коэффициенты корреляций между параметрами ГИС и фазовой проницаемостью, определенной по петрофизическим исследованиям кернов - очень низкие), технологии ГДИС дают только усредненные показатели для всей эффективной гидродинамически связанной толщи коллекторов, при этом для достижения режима радиальной фильтрации (необходимого для оценки фазовой проницаемости) в пластах с низкими ФЕС требуется очень длительный период остановки добывающих скважин (десятки и даже сотни суток), а при насыщенности толщин пласта смесью флюидов - определить даже фазовую проницаемость (по нефти / воде / газу) затруднительно, т.к. для этого необходимы петрофизические связи относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и корректные результаты оценки флюидонасыщенности толщин (что современными методами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) получить сложно).

Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных в эксплуатационной обсаженной перфорированной скважине, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин, причем гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости (RU 2320869, 2006 г.).

К недостаткам данного способа относится возможность определения интегрального значения фазовой проницаемости для всей работающей эффективной гидродинамически связанной толщины объекта (в которую могут входить еще и толщины соседних пластов, если имеет место межпластовый переток), при соблюдении условия, что на момент исследования продуктивный пласт не начал обводняться.

Также известен способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов методом корреляций на основе эмпирических зависимостей значений абсолютной проницаемости по газу, определенных с помощью петрофизических керновых исследований, с интервальными оценками коэффициента пористости, определенного в отрытом стволе пробуренных скважин методами ГИС - например, по методу естественных электрических потенциалов (RU 2419111, 2009 г.).

Однако известный способ обеспечивает получение некорректной информации для низкопроницаемых (менее 1 мД) и неоднородных в фациальном плане коллекторов (имеют место крайне низкие коэффициенты корреляций таких зависимостей), в особенности, если пласт, вследствие обводнения, насыщен не чистой нефтью.

Также известен способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, заключающийся в определении на основе результатов гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, вычисление неоднородной кривой первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков работающих фаз, корреляцию кривых и построение трехмерного распределения проницаемости (RU 2479714, 2011 г).

Описываемый способ обеспечивает получение профиля фазовой проницаемости по разрезу на основе построения «синтетических» кривых профилей проницаемости, получаемых по совместной обработке кривых ГИС и интегральных оценок ГДИС, где для определения фазовой проницаемости используется информация о фазовых профилях притока и функция Баклея-Леверетта.

Известный способ, обеспечивая получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели, некорректно работает при сверхнизких проницаемостях коллекторов.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является реализованный в патенте на изобретение «Постоянно эксцентрическом опробователь пластов» (RU 2324818, 2004 г.) способ оценки фазовой проницаемости по разрезу с помощью «точечного опробования» интервалов открытого (а в ряде случаев и обсаженного) ствола методом «гидродинамического каротажа» с использованием кабельных модульных динамических тестеров-пробоотборников (типа «MDT» или «CHDT»).

При отборе пробы флюида происходит запись кривой восстановления/падения давления, по результатам интерпретации которой в дальнейшем определяют проницаемость породы, подвижность флюида, а также пластовое давление. Посредством точечных замеров по глубине исследуемой скважины производится построение профиля фазовой проницаемости.

К недостаткам реализованного в опробователе пластов способа относятся следующие: также, как и при ГДИС - невозможно получить достаточную детализацию параметра проницаемости по разрезу пласта и скважины, присутствует возможность корректно оценить фазовую проницаемость лишь до начала момента обводнения продуктивных толщин, из-за относительно низкого радиуса исследования данным способом возможно получение «искаженной» фазовой проницаемости - по фильтрату бурового раствора (в зоне изменения фильтрационных свойств - в так называемой «скиновой» зоне), способ крайне дорог и трудоемок для условий эксплуатационных скважин.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД).

Указанная проблема решается тем, что способе оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретныхглубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемом в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где:

μх - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций),

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],

затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.

Достигаемый технический результат заключается в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале на основе анализа образцов кернового материала по стандартной методике. Исследования могут быть выполнены по образцам, полученным в соседней (ближайшей) разведочной скважине.

Исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы с контролем соответствия параметров режима работы исследуемой эксплуатационной скважины (расход, депрессия) критериям технологического отбора (по необходимости вывод скважины на режим технологического отбора).

Затем проводят промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора в исследуемом интервале, вскрытого скважиной (перфорированного) коллектора с использованием высокочувствительной аппаратуры спектральной шумометрии (динамический диапазон (чувствительность) - 80-100 дБ). Замер проводится по технологии регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах hj, дискретность записи по глубине - 0.2-1 м (зависит от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости), продолжительность измерения на точке зависит от технических характеристик геофизического прибора. Количество точек записи зависит от толщины исследуемого интервала.

В каждой точке измерения по глубине определяют амплитудно-частотную характеристику (АЧХ) сигналов акустической эмиссии в информативном частотном диапазоне.

После чего выделяют в полученном спектре АЧХ сигналов акустической эмиссии «пиковые» частоты Fi (кГц) и осуществляют их привязку к ранее полученным распределениям диаметров поровых каналов D1 на керновом материале (для общих фациальных тел коллектора). Распределение диаметров поровых каналов, как правило, получено по одному из стандартных петрофизических методов: ртутной порометрии, центрифугированием или с помощью электронной микроскопии.

Оценка параметра проницаемости kj (мД) для каждого характерного диаметра в каждой точке записи производится по формуле:

где:

μ - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираются по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее авторами 6 керновых коллекций)

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор[кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии[мкм].

После чего строят профиль фазовой проницаемости с использованием полученных расчетным способом значений проницаемости kj (мД) на известных глубинах в исследуемом интервале коллектора.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа, который иллюстрируется фиг. 1-4, где на фиг. 1 представлена амплитудно-частотная характеристика шума, измеренного прибором на 5-ти глубинах замера, соответствующих продуктивных интервалам коллектора, на фиг. 2 приведены результаты исследования керна методом полупроницаемой мембраны, на фиг. 3 показана привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации, на фиг. 4 представлен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины.

На скважине N произведены замеры глубинным прибором-регистратором акустического широкополосного шума.

Выделены продуктивные интервалы и зарегистрированы профили АЧХ на 5-ти фиксированных (в пределах коллектора) глубинах.

Построен график АЧХ для замеров скважинной шумометрией на данных глубинах (см. фиг. 1).

На представленной фиг. 1 зафиксированы четыре пиковые частоты: до 1 кГц, 3 кГц, 8 кГц и 13,4 кГц (выделены вертикальными линиями), общие для АЧХ, зафиксированных на 5 глубинах замера, соответственно, кривые 1, 2, 3, 4, 5.

Частоте до 1 кГц обычно соответствуют низкочастотные шумы в самом стволе скважины, вызванные вибрациями обсадной колонны, движением флюида и газа по стволу скважины.

Частоты 3 кГц и 8 кГц соответствуют шумам, производимым при турбулентной фильтрации флюида через поры в породе. Данным «пиковым» частотам соответствуют каналы фильтрации в породе порядка 30-50 и 5-10 мкм.

Кроме того, геометрическая структура крупных пор в образцах породы обычно такова, что между этими каналами образуются многочисленные «гантелевидные» перемычки меньшего (в 5-10 раз) диаметра, а при перетекании флюида из одной крупной поры в другую через такие сужения могут возникать дополнительные пульсации потока, которые могут значительно усиливать вклад в картину АЧХ на частотах, соответствующих более мелким порам. Это одна из причин, по которой амплитуда зафиксированных на фиг. 1 (но не турбулентных по природе) шумов на частоте 8 кГц превысила уровень шумов на частоте 3 кГц, где предполагается основная турбулентная фильтрация флюида.

Частота 13,4 кГц связана с резонированием самого измерительного прибора (т.е. с «побочным» эффектом измерения), так как иначе бы ей должна была соответствовать турбулентная фильтрация флюида в порах диаметром порядка 1 мкм, что практически невозможно, даже если имеет место активная капиллярная пропитка.

Предварительно на соответствующих образцах керна было получено долевое распределение пор по диаметрам, а также долевое распределение по участию пор в фильтрации флюида (фиг. 2).

Преобладающим диаметром пор в образце является диаметр в 6,5 мкм (см. кривую «а»), тем не менее по долевому участию в фильтрации преобладающим размером является 36,5 мкм (см. кривую «б»).

Таким образом, для дальнейших расчетов выбраны доминантные для данных образцов породы диаметры поровых каналов по долевому участию в фильтрации. Расчеты ниже проведены по АЧХ, замеренным на глубинах, для которых были подобраны образцы керна исследуемых коллекторов.

Численные значения частоты, замеренной прибором на глубинах залегания коллекторов и привязанные к ним значения диаметра поровых каналов приведены в таблице 1.

Привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации отражена на фиг. 3.

По вышеприведенной формуле производится расчет проницаемости, где F- частота преимущественной фильтрации флюида через поры (по табл. 1), а D - преобладающий диаметр пор (по табл. 1). Вклад системы пор диаметром 6.5 мкм и меньше в суммарную проницаемость породы здесь существенно менее значительный, что хорошо иллюстрирует кривая «а» (долевое участие в фильтрации) на фиг. 2, поэтому может не учитываться в итоговом значении фазовой проницаемости.

Подобранные эмпирически коэффициенты из аналогичной по литологическому типу керновой коллекции составляют: ρ=2, n=3.

Вязкость флюида составляет 0.35 сПз.

По результатам расчетов kфаз на глубине проведенного исследования составляет 9,54 мД, что близко к результатам оценок абсолютной (по газу) проницаемости по петрофизическим лабораторным исследованиям образцов, а также примерно соответствует диапазону многочисленных измерений гидродинамическими способами (ГДИС). Таким же образом оценена фазовая проницаемость для остальных глубин замера (см. табл. 2) и построен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины (фиг. 4).

Таким образом, предлагаемый способ за счет обеспечения корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации позволяет получить глубинный профиль исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) на базе достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта.

Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах, заключающийся в том, что предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где μ - вязкость [сПз],

n, υ, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций),

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц],

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],

затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Система содержит газовую скважину, емкость с жидким раствором пенообразующего поверхностно-активного вещества (далее ПАВ), оборудование для автоматического регулирования дебита газа и для автоматической подачи ПАВ в скважину, датчики и приборы для измерения давления в затрубном пространстве скважины, температуры и давления на устье, температуры и давления или перепада давления после регулятора дебита газа, давления на забое в случае пакерной эксплуатации.

Группа изобретений относится к вычислительной технике и может быть использована для определения эффективности операций стимуляции в углеводородной скважине. Техническим результатом является улучшение стимулирующих действий и процесса добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к вычислительной технике и может быть использована для определения эффективности операций стимуляции в углеводородной скважине. Техническим результатом является улучшение стимулирующих действий и процесса добычи углеводородов.

Изобретение относится к способу и устройству для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом. Способ включает в себя: определение фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта, построение графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта; аппроксимацию графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; и определение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения и изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН).
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при увеличении эффективности добычи нефти и газа, а также при изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к способу определения герметичности основного и второстепенного барьеров в интервале установки цементного моста в скважине, обозначенной под ликвидацию.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к устройствам по измерению обводненности добываемой нефти во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является обеспечение гомогенности измеряемой среды и постоянное соответствие газожидкостного состава между измерительными датчиками составу пластовой продукции.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Технической результат заключается в получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов и в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации. Согласно способу предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале. После чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле: где μ - вязкость [сП], n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий, F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц], D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм]. Затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора. 4 ил.

Наверх