Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня при первичных и текущих исследованиях низкопродуктивных скважин. Способ прогнозирования оптимальной продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин включает регистрацию дебита жидкости (Q_ж), забойного (Р_заб) и пластового (Р_пл) давлений, по которым рассчитывается текущий коэффициент продуктивности скважины по нефти (K_прод=Q_ж/(Р_пл-Р_заб)). Оптимальная продолжительность остановки скважины (Т_опт) устанавливается на основании зависимости: Т_опт=-57,9Ln(K_прод)+298,52. Техническим результатом изобретения является разработка способа прогнозирования оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, при котором обеспечивается получение достоверных данных фильтрационных характеристиках пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня. 1 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня при первичных и текущих исследованиях низкопродуктивных скважин.

Из уровня техники известен способ определения пластового давления [RU 2239700, МПК Е21В 47/06, опубл. 10.11.2004], включающий остановку газовой или газоконденсатной скважины для регистрации КВД с заранее известными характеристиками пласта, позволяющий определить пластовое давление с высокой точностью по результатам неполной записи КВД.

Недостатком известного способа является ограниченная возможность его применения на скважинах с неизученными характеристиками пласта. Для реализации способа по результатам предшествующих исследований на скважине необходимо определить участок при графической обработке КВД, соответствующий псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации. Применение известного способа для скважин с гидравлическим разрывом пласта, ввиду неполной записи КВД, не позволит диагностировать изменение параметров трещины в процессе разработки.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков является способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины [RU 2652396, МПК Е21В 49/00, Е21В 47/06, G06G 7/48, опубл. 26.04.2018]. Способ прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления скважины, включающий регистрацию дебита газа и забойного давления скважины в течение периода ее работы, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных работы скважины. Определение длительности регистрации кривой восстановления давления проводят в зависимости от вида комплекса газодинамических исследований, при этом при первичном комплексе газодинамических исследований используют гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин. Длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления определяют на основе величины эффективной проницаемости пористой среды пласта к, при значении величины к меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины к выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, при значении величины к в пределах 1,0 мД ≤k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании зависимости:

t=826,67⋅e^-0,477⋅k,

где t - длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления, ч; k - значение эффективной проницаемости, мД.

К основным недостаткам известного способа относится использование результатов интерпретации первичного комплекса газодинамических исследований этой скважины или соседних, а также значение эффективной проницаемости может изменяться в широком диапазоне, выходящим за тот, что представлен в способе.

Задачей изобретения является разработка способа прогнозирования оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, при котором обеспечивается получение достоверных данных фильтрационных характеристиках пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня, оптимизация длительности гидродинамических исследований без потери информативности и точности результатов исследований, расширение технологических возможностей способа.

Поставленная задача решена за счет того, что в известном способе прогнозирования продолжительности периода проведения

гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, включающем регистрацию дебита жидкости (Q_ж), забойного (Р_заб) и пластового (Р_пл) давлений, по которым рассчитывают текущий коэффициент продуктивности скважины (К_прод=Q_ж/(Р_пл - Р_заб)), согласно изобретению оптимальную продолжительность остановки скважины (Т_опт) устанавливают на основании зависимости:

Т_опт=-57,9Ln(К_прод)+298,52

Q_Ж - замеряется на автоматизированной групповой замерной установке; Р_заб - замеряется глубинными манометрами, находящиеся под насосом; Р_пл - определяется при проведении гидродинамических исследований скважин.

Т_опт - оптимальное время продолжительности остановки скважины определялось исходя из данных гидродинамических исследований скважин. Отобраны кривые восстановления давления (КВД), характерным признаком которых являлось полное восстановление забойного давления до величины пластового (98-100%). Для оценки возможности сокращения продолжительности периода остановки скважины с выбранными кривыми восстановления давления выполнены следующие действия: с каждой из выбранных кривых последовательно «отбрасывалась» заключительная точка, полученная при этом «усеченная» КВД обрабатывалась с определением проницаемости по интегральному методу учета переменного послепритока Г.И. Баренблатта и др. Подобным образом кривые усекались до тех пор, пока полученные при обработке результаты сопоставимыми с начальными, полученными по полностью восстановленной КВД.

При последовательном усечении и обработке всех полностью восстановленных кривых восстановления давления определены значения Т_опт для каждой скважины. Однако целесообразным представляется не только определение достаточной продолжительности периода остановки конкретной скважины на исследование, но и получение зависимости, позволяющей оценивать данный параметр на стадии планирования исследования. Очевидно, что такая зависимость должна включать параметры, определение которых возможно до остановки скважины. В качестве такого параметра может быть использован коэффициент продуктивности скважины (К_прод).

Значительный накопленный опыт проведения гидродинамических исследований позволили с помощью статистического анализа получить зависимость, которая на стадии планирования исследований позволяет определить продолжительность минимально необходимого периода восстановления давления.

Авторами впервые установлена зависимость на основе статистического анализа накопленного опыта (экспериментальных данных) проведения гидродинамических исследований, позволяющая оценить необходимый период восстановления давления. Однозначный вид представленной зависимости позволяет выполнить процедуру ее аппроксимации; выбранный при этом вид аппроксимирующей зависимости обоснован не только максимальным значением коэффициента R², но и характером теоретической зависимости между этими параметрами в соответствии с основным уравнением упругого режима.

Заявляемый способ определения оптимальной продолжительности остановки скважин на исследование позволяет обеспечить возможность определения времени остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления/уровня в ходе первичных и текущих исследованиях скважин, которые эксплуатируют низкопроницаемые нефтяных отложения, оперируя только одним переменным параметром, а именно - текущим коэффициентом продуктивности скважины. В случае низкопроницаемых коллекторов использование заявляемого способа позволяет определить минимально-необходимую продолжительность остановки скважины на исследование, при этом сократив общее время простоя скважины, и получить с достаточной точностью данные в процессе последующей интерпретации результатов гидродинамических исследований.

Обоснованная таким образом оптимизация продолжительности периода остановки скважин на исследование позволит сократить время простоя фонда без существенного ущерба точности получаемых результатов, а также снизить потери в добыче нефти в результате простоя фонда скважин. В таблице 1 представлены результаты расчета сокращения продолжительности периода остановки скважин и потерь в добыче нефти.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежом.

На чертеже - график зависимости оптимальной продолжительности остановки скважин от коэффициента продуктивности скважин по жидкости, основанный на использовании экспериментальных данных.

Пример реализации заявляемого способа:

1. На скважине №1 выполнена регистрацию дебита жидкости ((Q_Ж=22,1 м³/сут), забойного (Р_заб=7,5 МПа) и пластового (Р_заб=12,7 МПа) давлений и вычислен коэффициент продуктивности (К_прод=4,25 м³/(сут⋅МПа).

2. Согласно формулы, рекомендованная оптимальная продолжительность остановки скважины равняется:

Т_опт=-57,9Ln(К_прод)+298,52=-57,9Ln(4,25)+298,52=214 ч

3. Для того чтобы определить достаточность рекомендованной длительности регистрации кривой восстановления давления, полученной согласно представленному способу, выполнено сопоставление результатов интерпретации фактических результатов регистрации кривой восстановления давления, а также результатов, полученных искусственным сокращением времени простоя скважины до 214 часов. При этом фактическая длительность регистрации кривой восстановления давления составила 445 часов. Результаты интерпретации результатов гидродинамических исследований представлены в таблице 2.

Как видно из таблицы 2, отклонение при определении основных параметров составляет менее 2%. Данный факт подтверждает возможность сокращения длительности регистрации кривой восстановления давления без существенного снижения уровня точности в процессе интерпретации результатов гидродинамических исследований.

Таким образом, остановка скважин на исследование в течение периода времени, оцениваемого в соответствии с уравнением Т_oпт=-57,9Ln(К_прод)+298,52, обеспечит определение проницаемости коллектора с погрешностью не более 15% при условии использования для обработки интегрального метода учета переменного послепритока Г.И. Баренблатта и др.

Обоснованная оптимизация продолжительности периода остановки скважин на исследование позволит сократить время простоя фонда без существенного ущерба точности получаемых результатов, а также снизить потери в добыче нефти в результате простоя фонда скважин.

Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, включающий регистрацию дебита жидкости (Q_ж), забойного (Р_заб) и пластового (Р_пл) давлений, по которым рассчитывают текущий коэффициент продуктивности (K_прод) скважины, отличающийся тем, что оптимальную продолжительность остановки скважины (Т_опт) устанавливают на основании зависимости:

Т_опт=-57,9Ln(K_npoд)+298,52.