Способ определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны скважины

 

(I!1694631

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик

ВПТЬ

Ф8.-:" .,иИН т66

ФФФФФ%". ф (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 07.02,77 (21) 245!471122-03 (51) М. Кл. Е 21В 43/00 с присоединением заявки че

Государственный комитет (23) Приоритет (53) УДК 622.27G (088.8) Опубликовано 30.10,79. Бюллетень М 40

Дата опубликования описания 30.10.79 по делам изобретений и открытий (72) Авторы изобретения

М. Л. Сургучев, Э. М. Симкин и Х. М. Мордухаев (71) Заявитель Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ЗОНАЛЬНОГО

УЩЕРБА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЪ|

СКВАЖИНЫ

Ко à — in (— — 1 .111 " +

3, К, Р.„r, + - — 1n r, — 1п г„.

К. ((Ко 1

1+ 1п — (1п — — — —

К, ., г„

Изобретение относится к способам исследования пластов для определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны.

Известный способ определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны основан на гидродинамическом исследовании скважин. Он заключается в том, что в скважине сразу после ее основки проводится исследование восстановления давления. Обработкой полученных данных определяется соотношение продуктивности и значение скинэффекта (11.

Однако при таком способе исследования полученные параметры являются интегральными характеристиками ущербной зоны. По ним невозможно в отдельности определить радиус и степень снижения нефтепроницаемости ущербной зоны. Кроме того, применение известного способа не способствует установлени о причин снижения нефтепроницаемости.

Между тем знание указанных параметров имеет черезвычайно важное значение для установления технологии и техники последующей эксплуатации скважин и методов воздействия на призабойную зону.

Целью настоящего изобретения является определение радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойIи!! зоны и Выявлсiiliii факторОВ снижения нсфтепроннцаемостп.

Поставленная цель достигается описываемым способом определения величины зонального ущерба проницаемости призабойн(гй зоны скважины путем ее гпдродинампческого исследования, включающего остановку скважины с последующим измерением восстановления давления, 11 определе10 ннс соотноше!шя продуктивности.

Отличительным признаком данного способа является то, ITO после восстановления давления производят обработку прпзабойной зо!1ы с последукзщей очисткой обрабо15 т;.Iiil011 зоны, затем проводят дополнительное 1 !1дрОдинами -1ccкoс исследование li опредсляют соотношение продуктивности после обработки призабойной зоны, а радиус ухудшенной зо.li;I и стспснь снижения нс(р20 тепроннцаемостп уи дшенной прнзабой!н.п зоны определяют I!3 следующих соотношений:

694631 где г — радиус ухудшенной зоны, м;

К! — проницаемость ухудшенной зоны;

Ко — проницаемость остальной части пласта; г„— радиус очищенной зоны,:а;

rc -- р а.-,и ус скв а жни ы, м;

r0 — — радиус дренажа, м;

Р,, — соотношение продуктивностей до воздействия;

Р,, — соотношение продуктивностей после воздействия.

Отличктсльны1!!и признаками способа sraляется также то, что с целью определения радиуса и степени снижения псфтепроницасмости ухудшенной пркзабойной зоны с отложениями связанной воды и фильтрата бурового раствора обработку нризабойной зоны производят акустическим методом.

С целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойной зоны с отложениями парафинов и смол обработку призабойпой зоны ..РОКЗВОДЯТ ТС11ЛОВЫМ МС ГОДОМ.

С целью определения радиуса и степени снижения нефтепро! Ицасмосгк ухудшенной . ризабойной 30ilbl раствора обработку призабойной зоны про-!.Зводят теплоакусткчсским методом.

Texrr0логия способа состоит в следующем.

Б скважине ср 23)i хкс посл с сс ocTBHQBKH производят гидродинамичсскос исследование, на основе которого определяют соот:i0ilIcI1ие продуктизности. З2техl В интерВал продуктивной части пласта опускают глубинный термоакустпчсский 113лучател. и существ !!1!От тсрмоакусткческос Позде!1с 1 .IC. JOIIIIIOCTb iI3JII «r2TCJl» H ВрсBi» OUp!160Ткк выбирают так, чтобы Вокруг скважины пл2с1 с ОбразОВа!ась извссГ;-i251 ilo разiiCP2:ii1 ЗОН2 С P23P) ØCÍ11011 СВ»ЗЬ10 МСжД закупоривающим агентом к коллскгором.

Обработанную зону затем oчк1ПBIOT QT за1.1110ривающсго агснта !! Ilpono (l! i 1! J Iтор

r:oå гидродинамичсскос ксслсдовани:., а1галогичное первому. Затем расчетным путем опрсделяют радиус ухудшенной зоны и степень снижения се проницаемости о сравнению с нсфтспроницаемостью остaг!ьно1!

Ч ОСТИ li„ àCTB, Методика расчета вели шн стс! снк спи;;,ения нефтспропицаемости и радиуса ухудшенной пркзабойной зоны пласта по»Он»ется следующими соображс!1Иямк.

РассмОтрнм скважГП!1 ра 1HE coital -о, rrcêðûâBl0ùóþ пласт постоянной мощяости.

Радиус дренирования, о. Вокруг скважины кмсется ухудшенная зона радиусом "!.

Рассмотрим вначале состояние системы

До проведения воздействия. Проницаемосгь между радиусом дренирования и рад !усом ухудшенной зоны составляет У(о. Проницаемость системы между радиусом ухудшеннои зоны и радиусом скважины составляет К!.

Соотношение продуктивности, определеi нос в скважине по данным первого гидродппа4 мического исследования, составляет Р,, С другой стороны, расчетная величина соотношения продуKTHBHocòè В данном случае

) сlвн11. о

r0

К, !и—

К! !п К,1п— г! rc

ro После обработки и удаления отложений вокруг скважины создается очищенная зона опрсделснного радиуса r„, проницаемость которок равна Р,„. Радиус очищенной зоны 1.„Определяется исходя из радиуса

Влияния тсрмоакустичсского воздействия на отложения данных пластовых условиях.

Определснчое из Второго гидродинамического исследования соотношение продуктивности равно Р„,. С другой стороны, исходя из аддитивности падения давления в полученной после Воздействия четырехслойной системс, имеется следующая расчетная заВисимость л» определения Р, о

ln—

Совместным рсше:!ием (1) и (2) определяется степень снижения нсфтспроницасмосТН ущербной зоны к ее ради1с. По.кченныс завкси !Ос!к пмс:от Вид р,,, . (2) — "- rn — - in —" — rn —"

К! r,. rc

Ко! и

1(1- ——

rc — ) — ï "—

""о — --- -1п r — 1п r с о (I

1пr, Усгановлсг!Ис причин снижения нсфгепроrlHiIBCivlOCTH (I3 ТОМ СЛУЧаЕ, КОГДа ОНИ НЕИЗ1.о всстны) осУЩествлЯют исхоДЯ из слеДУющкх соображений.

Известно, чтс ввод тепла приводит только к расплаВ !С11иlо парафино-смОлистых Отложений, пика к I!c Влияя на Остальные 32K)i-! оривающис агенты. Акустическое поле (без

Геплового) приводит только к вытеснению пз коллектора связанной воды и фильтрата бурового раствора. Совместное тепловое и акустическое воздействке приводит ко всем указанным выше последе Гвиям, а также способствует разрушению глинистых корок.

Исходя из этого, установление причин снижения нефтепрон:щаем ости после перВого гидродинамического исследования осуществляют путем последовательного проведсш;» операций: акустическое воздействие— вторичное гидродинамическос исследование; тепловое воздействие — вторичное гидрод!шамичсское исследование; тсрмоакусти116 ческое воздействие — вторичное гидродина694631 мическое. Если продуктивность скважины после любой из таких операций улучшилась, то установление причины снижения нефтепроницаемости производят, исходя из табл. 1.

Таблица 1

Причина снижсния нефтепроницасмост

Воздействие

B призабойной зоне имеется связанная вода и фильтрат бурового раствора

В призабойной зоне имеют1р ся отложения парафинов и смол

Акустическое

Тепловое

В призабойной зоне имеются отложения глинистого раствора

Термоакустическое (совмещенное тепловое и акустичсское) Если же после осуществления всех операции продуктивность осталась на прежнем уровне, то это свидетельствует о том, что или призабойная зона содержит естествен- 25 ную неоднородность, или скважина несовершенна по вскрытию интервала перфорации.

Предлагаемый способ прохоуил опытную проверку на месторождении Лсфальтова

Гора НПУ «Хадыженнефть» обьедннения вэ

«Краснодарнефтегаз». Испытания показали техническую доступность и простоту его осуществления. Результаты исследований подтвердились последующими тепловыми обработками на исследованных скважинах. В 35 табл. 2 приведены результаты исследований на ряде скважин.

Таблица 2 ч,м 40

Скважина ¹

Ко1 К, 135 3,61

2,3

1,05

0,73

0,66

6,5

10!

30

Формула изобретения

Способ определения величины зонального ущерба проницаемости призабойной зоны скважины путем ее гидродинамического исследования, включающий остановку сква- 55 жины с последующим измерением восстановления давления и определение соотношения продуктивности, о т л и и а ю щ н с я тем, что, с целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости ухудшенной прнзабойной зоны и выявления факторов снижения нефтепроницаемости, после восстановления давления производят обработку нризабойной зоны с последующей очисткой обработанной зоны, затем проводят дополнительное гидродинамическое исследование и определяют соотношение продуктивности после обработки прнзабойной зоны, а радиус ухудшенной зоны и степень снижения нефтепроницаемости ухудшенной призабойной зоны определяют нз слсдующих соотношений: г -!пр(— 1)(in — "— +

-+ 1n r, — 1пг„

КО

1 = 1+ 1п — -1ln —" (I с/ где г — радиус ухудшенной зоны, м;

К вЂ” проницаемость ухудшенной зоны;

Ка — проницаемость остальной части пласта;

r„— радиус очищенной зоны, м;

r„. — радиус скважины, м;

rp — радиус дренажа, м;

Р„ — соотношение продуктивностей до воздеистьня;

Р,, — соотношение продуктивностей после воздейсгвия.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, с целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемосги ухудшенной призабойной зоны с отложениями связанной воды и фильтрата бурового раствора, обработку призабойной зоны производят акустическим методом.

3. Способ по п. 1, отличающий с я тем, что, с целью определения радиуса и степени снижения нефтепрон ицаемости ухудшенной призабойной зоны с отложениями парафинов и смол, обработку призабойной зоны производят тепловым методом.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, с целью определения радиуса и степени снижения нефтепроницаемости у «удшенной призабойной зоны с отложениями глнннстого раствора, обработку прнзабойной зоны производят теплоакустическнм методом.

Источники информацнн, принятые во внимание прн экспертизе

1. Крафт Б. С. н др. Прикладной курс технологии добычи нефти. М., Гостоптехн здаT 1 963.