Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием
METHOD FOR DETERMINING POROSITY AND PERMEABILITY CHARACTERISTICS OF RESERVOIR AND METHOD FOR INCREASING PETROLEUM RECOVERY THEREBY

Изобретение относится к способам определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и может быть использовано для управления процесса нефтедобычи, в частности, для проведения процессов увеличения нефтеотдачи.
Данные о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта используются при проектировании процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, планировании методов увеличения нефтеотдачи. Эти данные позволяют с высокой точностью определить, например, условия закачки газа для обеспечения максимальной эффективности закачки вытесняющего агента в технологии смешивающегося вытеснения для увеличения нефтеотдачи пласта.
Получение данных о характеристиках пласта позволяет скорректировать и определить оптимальную технологию закачки вытесняющего агента для повышения эффективности способов увеличения нефтеотдачи, например, при каких минимальных объемах вытесняющего агента будет получено максимальное количество дополнительных тонн нефти.
Существуют различные способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта. Широко используются способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта с использованием керновых колонок. Однако, данные, полученные на керне, менее точны за счет так называемого масштабного фактора, к тому же в процессе получения керна несколько искажаются поверхностные свойства первого пространства керна, что также снижает точность данных, полученных на образцах керна. В связи с этим разрабатываются другие способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.
Известен способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин (патент RU 2382194, опубл. 10.11.2009, МПК: Е21В 47/10), включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом. Общим признаком известного и заявляемого способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является использование физических методов для уточнение предварительно полученных характеристик пласта.
Однако, в известном способе определение фильтрационных характеристик ограничивается нефтяным пластом, в котором характер насыщения состоит из двух фаз - нефти и воды. Данные, полученные с использованием физических методов, т.е. без использования газовой фазы, не позволяют с высокой точностью определить фильтрационно-емкостные характеристики пласта, т.к. не обеспечивается заполнение всех пор породы. Исследование пьезопроводности позволяет оценивать изменение давления при изменении режима эксплуатации скважин, но не позволяет получить точные данные о работающей толщине пласта и имеющихся пропластках, что снижает точность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта в условиях трехфазной фильтрации.
Известен способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти (патент RU 2385413, опубл. 27.03.2010, МПК: Е21В 47/00), в соответствии с которым до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида, для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а в процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, затем сравнивают измеренные сигналы с сигналами созданной численной модели и определяют текущую газонасыщенность на основе обеспечения совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Полученные данные также позволяют оценить фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Общими признаками с заявленным изобретением являются: использование предварительно полученных данных (гидродинамических моделей) для решения задач исследования, осуществление коррекции функций фазовых проницаемостей по данным, полученным с использованием ядерными методами геофизического исследования скважин.
Однако, нейтронные методы имеют низкое значение расстояния проникновения импульса и дают информацию о насыщенности газа только в призабойной зоне скважины, величина которой, как правило, в разы меньше радиуса исследования при долговременной закачке газа. В связи с чем точность определения фильтрационно-емкостных параметров пласта известного способа ниже. Также указанные в известном способе методы не учитывают возможное изменение величины пропластков, участвующих в фильтрации газа, что также снижает точность известного способа.
Ближайшим аналогом (прототипом) способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов (патент RU 2320869, опубл. 27.03.2008, МПК: Е21В 47/10), 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 работающих нефтегазонасыщенных толщин, при этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, 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. Общими признаками известного и заявляемого способов является гидродинамические (оценка изменение забойного давления) и геофизические исследования скважины.
Однако, в известном способе гидродинамические исследования скважин осуществляется как для нагнетательной, так и для добывающей скважины, и фильтрационно-емкостные параметры пласта определяются только для гидродинамически связанных между указанными скважинами пропластков, в связи с чем не учитываются пропластки, которые могут быть гидродинамически не связаны с другими скважинами и при этом будут оказывать влияние на приемистость скважин и пласта в целом. Также не учитывается режим трехфазной фильтрации (наличие фаз газа, воды и нефти, которые участвуют в фильтрации), что снижает точность известного способа. При этом геофизические исследования скважин не проводятся при закачке или добыче, что не позволяет обеспечить точность количественной оценки каждого пропластка в фильтрационно-емкостные свойства пласта при корреляции полученных данных. Это снижает точность определения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Количество необходимых исследований в известном способе, а также необходимость исследования добывающих скважин (для которых необходимо, например, поддержание постоянного дебита [Роберт Эрлагер мл. Гидродинамические исследования скважин. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.2004.]) усложняет процесс определения фильтрационно-емкостных параметров.
Известен способ увеличения нефтеотдачи пласта (патент RU 2708924, опубл. 12.12.2019, МПК: Е21В 43/22, Е21В 43/27, Е21В 47/06), включающий закачку растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислоты, замедлителей реакции кислоты с породой, отклонителей кислотных составов, воды и технологическую выдержку, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта. Общими признаками известного и заявленного способа увеличения нефтеотдачи является определение характеристик агентов, обеспечивающих увеличение нефтеотдачи, на основе данных о фильтрационных свойствах пласта.
Однако, в известном способе использован жидкий вытесняющий агент, который не обеспечивает проникновения в малые поры для вытеснения нефти. Также не использован способ определения фильтрационных (фильтрационно-емкостных) свойств пласта на основе газовых агентов, точность определения которых оказывает существенное влияние на эффективность нефтеотдачи при осуществлении известного и заявленного способов.
Ближайшим аналогом способа увеличения нефтеотдачи способ разработки нефтяного месторождения (патент RU 2296854, опубл. 10.09.2006, МПК: Е21В 43/24), включающий закачку кислородсодержащего газа и создание в пласте зоны окисления нефти, согласно которому перед закачкой кислородсодержащего газа проводят тестирование пласта для выявления в нем сообщающихся трещин между нагнетательной и добывающей скважинами путем закачки в пласт оторочки газообразного трассера и контроля времени достижения этим трассером добывающей скважины, водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия проводят путем закачки термостойких водоизоляционных материалов, сопоставляют время появления газообразного трассера и время поглощения кислорода в пласте по данным моделирования или показателям работы скважин участка термогазового воздействия, обеспечивают кинетический режим окисления нефти из условия, что время достижения газообразным трассером добывающей скважины не менее чем в два раза превышает время снижения концентрации кислорода до уровня, безопасного по взрыву или воспламенению углеводородов при температуре пласта. Общими признаками известного и заявленного способа увеличения нефтеотдачи является предварительное тестирование пласта перед закачкой агента, обеспечивающего вытеснение нефти, с использованием газообразного агента.
Однако, определение времени достижения газоообразным трассером добывающей скважины не позволяет обеспечить получение точных данных о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, не обеспечивается точность определения приемистости пласта по углеводородному газу, необходимая для организации процесса вытеснения нефти для увеличения его эффективности.
Техническим результатом способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является повышение точности определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, что обеспечивает повышение точности определения приемистости пласта по агенту вытеснения, использующегося для закачки в пласт для увеличения нефеотдачи, а также упрощение способа. Это приводит к повышению эффективности способа увеличения нефтеотдачи (получение дополнительных тонн нефти при закачке определенного объема вытесняющего агента).
Технический результат достигается при осуществлении способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом при ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ.
Технический результат достигается в результате исследования нагнетательной скважины в процессе закачки азота за счет его свойств (до достижения установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации) ПГИ, которые обеспечивают определение расположения пропластков и, соответственно, работающей толщины пласта и приемистости, с высокой точностью, а также с получением данных по изменению давления при закачке азота в скважину и после остановки закачки, на основании которых проводится оценка фильтрационно-емкостных характеристик.
Повышение точности заявляемого способа связано с тем, что:
- молекулы азота за счет малого размера проникают как в самые большие, так и в самые малые поры породы пласта;
- азот термостабилен и химически инертен, т.е. его свойства не имеют значительных изменений при изменении температуры и при взаимодействии с породой и флюидами, что уменьшает искажение расчетов.
Упрощение заявляемого способа обеспечивается за счет:
- использования только нагнетательной скважины;
- уменьшения количества скважин для исследования, в связи с получением более точных данных;
- удобства перевозки азота в сжиженном состоянии.
После того как поток азота проходит все локальные интервалы поглощения часть газа уходит в пласт. Оставшийся газ, потеряв энергию, более интенсивно обменивается теплотой с вмещающими породами. При этом скорость изменения газонасыщенности в условиях трехфазной фильтрации (нефти, газа и воды) может меняться, что учитывается при определении объема азота для закачки в скважину. Использование азота позволяет за счет его свойств с высокой точностью зафиксировать эти изменения, что обеспечивает возможность оценить проницаемость пласта по изменению давления, а также с использованием ПГИ определить интервалы поглощения, активную толщину пласта. Совмещение данных об изменении забойного давления с учетом расхода азота, а также данных, полученных с помощью ПГИ, позволяет в комплексе оценить работающую толщину пласта, с учетом вклада каждого пропластка в общую фильтрацию и, соответственно, рассчитать другие фильтрационно-емкостные характеристики.
Обеспечение фиксации забойного давления позволяет осуществить контроль динамики изменения давления в стволе, а именно: фиксацию достижения режима установившейся или псевдоустановившейся фильтрации, который позволяет оценить время начала фильтрации газа именно в пласте, а не в стволе скважины, что повышает точность при определении фильтрационно-емкостных характеристик пласта и вклада каждого пропластка, а также динамику изменения забойного давления после прекращения закачки.
Наличие и положение глинистых и песчаных пропластков может быть определено с использованием метода гамма-каротажа, профиль приемистости в динамике - с использованием по меньшей мере одного метода, выбранного из группы методов: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия, увязка диаграмм исследований по глубине и привязка к элементам конструкции могут быть проведены с использованием локатора муфт.
Использование азота за счет его низкой теплоемкости обеспечивает рельефные профили, получаемые при проведении ПГИ, например при использовании термометрии, при закачке азота в пласт. Это позволяет оценить профиль приемистости по термограммам в динамике. Таким образом, термометрия обеспечивает диагностику работающих толщин и оценку их доли в закачке, а также диагностику межпластовых заколонных перетоков и уточнение интервалов приемистости. Сочетание различных методик позволяет подтвердить данные, полученные одним методом. Для этого используется, например, механическая расходометрия (РМ), спектральная шумометрия, которые также обеспечивают диагностику интервалов приемистости и оценку их доли в закачке. При этом свойства азота (размер молекул, инертность, термостабильность) обеспечивает интенсивность поглощения газа пластом (при определении профиля приемистости), что обеспечивает повышение точности данных расходометрии и шумометрии.
Использование гамма-каротажа обеспечивает получение данных по наличию и положению глинистых и песчаных пропластков, локатор муфт применяется для увязки диаграмм по глубине и привязки к элементам конструкции скважины.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации.
Использование в на данном этапе модели трехфазной фильтрации позволяет дополнительно повысить точность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта. Возможно получение значений о фильтрационно-емкостных характеристиках с использованием только методов интерпретации гидродинамических исследований, как известно из уровня техники, однако их точность будет ниже (например, данных, полученных по кривой падения давления). Это связано с тем, что кривая падения давления дает усредненные показатели для всей гидродинамически связанной толщи коллекторов.
Стадия получения фильтрационно-емкостных характеристик пласта может дополнительно включать моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.
Использование модели трехфазной фильтрации для определения относительной проницаемости по газу позволяет с большей точностью получить ее значения.
Фиксация изменения забойного давления может быть обеспечена с использованием барометрии (входит в комплекс ПГИ) либо с использованием автономного манометра, либо с использованием обоих методов совместно. Совмещение методов позволяет повысить точность полученных данных.
Количество нагнетательных скважин для получения корректных результатов определяется специалистом в зависимости от неоднородности пласта. Исследования могут быть проведены на одной или более скважинах. Предпочтительно проводить исследования по трем и более скважинам. Это позволит с высокой точностью подтвердить получаемые результаты исследований при высокой неоднородности пласта. Исследования можно проводить как одновременно на всех скважинах, так и последовательно на каждой.
Объем азота может быть определен с использованием модели трехфазной фильтрации. Это повышает точность оценки объема азота, необходимого для закачки в пласт для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.
Модель трехфазной фильтрации может включать данные о геологических характеристиках пласта, о составе углеводородного пластового флюида и свойств азота. При этом геологические характеристики пласта могут включать пористость, проницаемость абсолютную, относительную проницаемость для каждой из фаз, флюидальную насыщенность.
Определение объема азота для закачки в нагнетательную скважину дополнительно может включать определение объема азота, требующегося для вытеснения жидкости из насосно-компрессорных труб, а также определение объема азота, требующегося для вытеснения жидкости из трещины ГРП (при ее наличии).
Кривые изменения забойного давления регистрируют прибором, расположенным в скважине на максимальном приближении к интервалу перфорации, либо расположенным на буфере (в случае если высокое забойное давление не позволяет разместить прибор в скважине).
ПГИ могут включать также другие методы исследований, например, измерение влагомером - для оценки содержания воды в скважине.
Перед закачкой азота могут быть дополнительно проведены исследования для оценки пригодности скважины для закачки газа.
ПГИ могут быть проведены в следующей последовательности этапов:
- проводят замеры в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через разные промежутки времени с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии;
- проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт на подъеме;
- повторяют замер в режиме закачки азота в интервале детальных исследований с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;
- останавливают закачку азота, проводят замеры термометрией в интервале детальных исследований на спуске через разные промежутки времени.
Схема проведения ПГИ определяется специалистом в зависимости от назначения, выбранных методов исследования и уровня детализации программы исследований, в том числе промежутки времени для исследований.
Техническим результатом способа увеличения нефтеотдачи является повышение эффективности нефтеотдачи.
Технический результат достигается при осуществлении способа увеличения нефтеотдачи, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом с использованием ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ;
определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему; закачку газового вытесняющего агента в количество нагнетательных скважин, определенное на предыдущей стадии, для вытеснения нефти.
Технический результат достигается, во-первых, за счет получения более точных данных о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, как описано выше, а во-вторых, за счет того, что размеры молекул азота и метана или, например, диоксида углерода близки по размеру, что позволяет с высокой точностью прогнозировать поведение такого агента вытеснения при закачке в пласт на основе полученных с использованием азота фильтрационно-емкостных характеристик. Это обеспечивает высокую точность определения приемистости пласта по газовому агенту вытеснения, что позволяет с высокой точностью определить количество нагнетательных скважин, необходимых для закачки агента вытеснения для обеспечения повышения эффективности способа увеличения нефтеотдачи. Уменьшение количества нагнетательных скважин позволяет использовать полезный объем газа именно на процесс вытеснения нефти, а не, например, для замещения воды в нагнетательных скважинах. Закачка объема газа, который превышает приемистость пласта будет приводить к уменьшению эффективности способа увеличения нефтеотдачи.
Наличие и положение глинистых и песчаных пропластков может быть определено с использованием метода гамма-каротажа, профиль приемистости в динамике - с использованием по меньшей мере одного метода, выбранного из группы методов: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия, увязка диаграмм исследований по глубине и привязка к элементам конструкции могут быть проведены с использованием локатора муфт.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации; моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта. А также дополнительно может включать сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления. При отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости по газу в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.
Фиксация изменения забойного давления может быть обеспечена при использовании барометрии и/или при использовании автономного манометра.
Объем азота для закачки в скважину может быть определен с использованием модели трехфазной фильтрации, которая может включать данные о геологических характеристиках пласта, о составе углеводородного пластового флюида и свойств азота.
Геологические характеристики пласта могут включать пористость, проницаемость абсолютную, относительную проницаемость для каждой из фаз, флюидальную насыщенность.
Прибор, регистрирующий кривые изменения забойного давления, может быть расположен в скважине на максимальном приближении к интервалу перфорации либо на буфере.
ПГИ могут дополнительно включать измерения влагомером или другие методы исследования. Перед закачкой азота могут быть проведены дополнительно исследования для оценки пригодности скважины для закачки газа. ПГИ могут быть проведены в следующей последовательности этапов:
- проводят замеры в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через разные промежутки времени с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;
- проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт на подъеме;
- повторяют замер в режиме закачки азота в интервале детальных исследований с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;
- останавливают закачку азота, проводят замеры термометрией в интервале детальных исследований на спуске через разные промежутки времени.
Указанная последовательность может дополнительно включать измерения влагомером, проведение спектральной шумометрии и другие методы исследования при закачке азота.
Газовым вытесняющим агентом может быть углеводородный газ, например, метан, попутный нефтяной газ (ПНГ), либо диоксид углерода. Определение приемистости пласта по газовому вытесняющему агенту может быть определено по модели трехфазной фильтрации, которая включает полученные значения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, данные о составе углеводородного газа и составе углеводородного флюида.
Технический результат для способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта достигается при использовании в заявляемом способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ.
А также при использовании в заявляемом способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ.
Технический результат для способа увеличения нефтеотдачи достигается при использовании в способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ; определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему.
А также при использовании в способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ; определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему.
Операция определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации. А также может включать моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления; при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта; при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости по газу в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.
При определении приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту процессор может выполнять расчет с использованием модели трехфазной фильтрации по полученным значениям фильтрационно-емкостных характеристик пласта, а также данным о составе углеводородного газа и составе углеводородного флюида.
Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами.
На фигуре 1 представлена схема установки замерных устройств, где 1 - фонтанная арматура, 2 - автономный цифровой манометр (АЦМ), 3 - прибор для регистрации изменения забойного давления и температуры (КСА-Т).
На фигуре 2 представлены спектры, полученные методом спектральной шумометрии 4 - до закачки азота, 5 - при закачке 15% от общего объема нагнетания азота, 6 - при закачке 36% от общего объема нагнетания азота, 7 - при закачке 52% от общего объема нагнетания азота, 8 - при закачке 77% от общего объема нагнетания азота, 9 -местоположение пропластков.
На фигуре 3 представлена схема результатов замеров параметров закачки азота, где 10 - время начала закачки азота, 11 - время окончания закачки азота, 12 - время замещения столба воды азотом, 13 - график изменения забойной температуры во времени, 14 - график изменения относительной температуры на устье во времени, 15 - график изменения относительной температуры в затрубном пространстве во времени, 16 - график изменения забойного давления во времени, 17 - график изменение устьевого давления во времени, 18 - график изменения давления в затрубном пространстве во времени.
Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, при котором определяют объема азота, который обеспечит достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и проводят исследование скважины перед закачкой азота с использованием промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Затем проводят закачку азота в скважину с проведением ПГИ с обеспечением фиксации значений давления, температуры и расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойных давления и температуры. При этом ПГИ включают метод гамма-каротажа, исследования с использованием локатора муфт, барометрию, а также один или несколько методов, выбранных из группы: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта на основе зафиксированных значений давления, температуры и расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойных давления и температуры и параметров, полученных при проведении ПГИ.
Ниже представлен пример реализации заявленных способов.
Определяют объем азота, который требуется закачать в скважину для обеспечения достижения установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласт с использованием модели трехфазной фильтрации.
-15
2
3
3
3
3
3
С использованием известных геологических характеристик пласта (пористость, абсолютная проницаемость, относительная проницаемость для каждой из фаз, флюидальная насыщенность), полученных другими методами исследований, например, с помощью лабораторных исследований керна, с учетом свойств азота как газовой составляющей, а также свойств пластового флюида, строят предварительную модель трехфазной фильтрации для определения объема закачки азота в скважину, вскрывшую данный пласт. Построение модели трехфазной фильтрации на основе указанных данных является известным для специалиста в данной области техники [Соколов B.C. Моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений. ТюмГНГУ. Тюмень. 2014.]. В результате моделирования для исследуемого пласта, пористость которого по предварительным данным составляет 0,191 д.ед., абсолютная проницаемость 28*10 м, было установлено, что для закачки в скважину необходимо 103816 м азота при стандартных условиях. Известны также технические характеристики скважины: абсолютная глубина (3110 м), глубина по стволу скважины 3430 м, наличие трещины ГРП. При расчете необходимого объема азота учитывают, что перед началом закачки ствол скважины заполнен жидкостью, предположительно до устья скважины. После начала закачки азота начнется оттеснение жидкости в пласт. Объем жидкости, который будет оттеснен из ствола скважины составит около 15 м (в случае успешного отсечения пакером затрубного пространства). До начала фильтрации азота по пласту необходимо вытеснить жидкость из насосно-компрессорных труб (НКТ) и из трещины ГРП объемом 5-10 м. Это необходимо учитывать при проведении работ, т.е. фильтрация азота в пласте начнется после закачки в скважину - 25 м газа. Таким образом, необходимо закачать в скважину 103841 м азота.
Для закачки азота проводят стандартную подготовку скважины для закачки рабочего агента: подъем подземного оборудования, нормализация (промывка) забоя скважины до максимально возможной абсолютной глубины (в данном случае до 3110 м), спуск пакера для поддержания пластового давления (ППД), опрессовка НКТ, установка арматуры, рассчитанной на рабочее давление. Это обеспечивает закачку газа в скважину, а не в затрубное пространство/атмосферу. Также проводят геофизические исследования (акустический контроль цементирования - АКЦ, скважинная гамма-дефектометрия-толщинометрия - СГДТ) для оценки пригодности скважины для закачки газа.
Монтируют оборудование по закачке азота, которое включает компрессор, устанавливают противовыбросовое геофизическое оборудование, рассчитанное на работу с кабелем при устьевом давлении (в данном случае - до 69 МПа).
ПГИ включали измерения спектральной шумометрией для детальной диагностики работающих толщин пласта, механической расходометрией для диагностики интервалов приемистости и оценки их доли в закачке, а также измерения комплексом методов определения притока (ПРТ), который включает гамма-каротаж для получения данных по глинистым и песчаным пропласткам и локатор муфт для увязки диаграмм по глубине и привязки к элементам конструкции скважины, влагомер для оценки содержания воды, термометрия (ТМ) для диагностики работающих толщин и оценки их доли в закачке, для диагностики межпластовых заколонных перетоков и уточнения интервалов приемистости (при низких расходах), барометрия (БМ) для контроля динамики давления в стволе.
Предварительно (перед закачкой азота в скважину) проводят ПГИ комплексом ПРТ по всему стволу скважины (со скоростью 1500-2000 м/час без повтора), затем поднимают прибор в кровлю интервала детальных исследований с проведением спектральной шумометрии для получения фоновых данных и проводят ПРТ в интервале детальных исследований (на спуске не более 600 м/час), возвращают прибор в кровлю интервала детальных исследований.
3
Проводят захолаживание азотных установок, осуществляют пуск насосов (суммарный расход составил 60 м/мин).
Проводят закачку азота с проведением ПГИ и с обеспечением непрерывных замеров следующих регистрируемых параметров: изменения давления и температуры на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота (цифровым, либо электронным датчиками), расход газа (электронным датчиком), кривые изменения забойного давления и температуры (цифровым глубинным манометром, установленным как можно ближе к интервалу перфорации), при этом автономный манометр-термометр опускают в кармане на НКТ для постоянной фиксации изменения забойного давления и температуры, а также изменение давления в затрубном пространстве и буфере (электронным датчиком, цифровым манометром, либо образцовым манометром, для контроля герметичности пакера. При росте давления в затрубном пространстве и буфере необходимо прекратить закачку, т.к. полученные данные будут некорректны.
Замеры ПГИ проводят комплексом ПРТ в интервале детальных исследований во время закачки азота через разные промежутки времени (на спуске не более 600 м/час): 0,5 ч/1 час/3 часа после начала закачки азота. Затем проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт (ЛМ) на подъеме (со скоростью 200-250 м/час) для привязки результатов ПГИ к геологическому разрезу совместно с записью механического расходомера для оценки профиля приемистости с повтором каждые 50 м.
После чего повторяют замер комплексом методов притока ПРТ в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через 5 часов после начала закачки (на спуске со скоростью не более 600 м/час).
Для повышения точности полученных данных проводили также замер с использованием спектральной шумометрии на подъеме в интервале от текущего забоя до верхней отметки интервала исследования (поточечно с шагом 1 м. со временем стоянок не менее 40 сек). Результаты представлены на фигуре 2. Из полученных данных видно, что происходит поглощение азота пропластками 9 - наблюдается увеличение частоты шумов (кГц) при закачке азота на конкретных глубинах.
Поднимают прибор в кровлю детальных исследований, останавливают закачку азота, проводят замеры термометром в статике в интервале детальных исследований на спуске (со скоростью не более 600 м/час) через 0,5 часа/1 час/6 часов/12 часов после остановки скважины. После чего поднимают прибор на устье.
Схема ПГИ, скорость спуска/подъема прибора, продолжительность замеров известны для специалиста и определяются в зависимости от выбранных методов исследования и уровня детализации программы исследований.
В результате проведенных исследований определяют работающую толщину пласта с учетом всех пропластков 9.
Регистрация изменения забойного давления и температуры в процессе исследования велась геофизическим прибором КСА-Т. После записи каждого этапа ПГИ прибор КСА-Т возвращают на глубину 3110 м, на которой он регистрировал изменение давления, до следующего этапа ПГИ. После последнего этапа ПГИ (подъема прибора на устье) вследствие высокого буферного давления (устьевое), которое не позволило опустить прибор в скважину, автономный прибор для регистрации изменения давления, в том числе кривой падения давления был установлен на буфере.
3
В результате спустя 2 часа после начала закачки давление на выходе из компрессора достигло значения 32,8 МПа. Увеличение давление связано с замещением столба воды объемом 15 м из НКТ (фиг. 3). Согласно показаниям влагомера (при ПГИ) уже через 1,5 часа после начала закачки азот оттеснил уровень воды ниже глубины установки манометра (3110 м). Через 22,5 часа после начала закачки давление установилось на уровне 28,6 МПа. В период закачки забойное давление выросло с 29,4 МПа до максимального 43,2 МПа и затем снизилось до 38,4 МПа (относительно глубины 3 110 м). На цикле КПД давление в скважине снизилось от забойного 38,4 МПа до конечного 31,6 МПа (относительно глубины 3 110 м) за 12 часов.
Длительность кривой падения давления, регистрируемая на забое скважины, составила 12 часов.
Во время закачки азота, для контроля перепада давления между полостью НКТ и затрубным пространством не более 25 МПа, осуществлялся периодический долив воды в затруб. Это позволяет обеспечить контроль противодавления на НКТ.
На фиг. 3 представлены кривые забойного давления и температуры относительно глубины спуска прибора - 3110 м, а также давление и температура буферного и затрубного манометров, которые используются для контроля утечки азота в затрубное пространство. Затрубное пространство изолированно пакером (глубина установки 3074 м).
3
3
На основе произведенных замеров изменения забойного давления, значений устьевого и пластового давлений, а также средних значений расходов азота (60 м/мин = 86 400 м/сут), определяется перепад давления между забоем скважины и пластом при закачке азота в пропластки, размер и расположение которых получено при проведении ПГИ. В результате проводят расчет и получение параметров, характеризующих фильтрацию азота в пласте (фильтрационно-емкостные характеристики пласта), которые представлены в таблице 1. Расчет данных параметров осуществляют путем адаптации гидродинамической модели в таких программных комплексах как, например, Eclipse, tNavigator, предварительно добавив в нее фактические замеры расходов закачки газа, давлений на устье и забое скважины.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик включало вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации, а именно - определение пластового давления с использованием гидродинамических исследований скважин, определение относительной фазовой проницаемости газа с использованием модели трехфазной фильтрации и значения проницаемости, полученного по результатам исследований на керне, по ГИС (либо может использоваться значение, которое было получено путем подбора на гидродинамической модели). Определение скин-фактора было осуществлено при помощи гидродинамического моделирования (может осуществляться также с использованием методов интерпретации ГДИС). Затем провели моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления. Отклонение смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота составило менее 5%.
Высокая точность полученных данных обеспечивается в результате проведения ПГИ и регистрации изменения забойного давления и температуры при закачке азота, который за счет своих свойств может проникать в мелкие поры породы с высокой скоростью, что позволяет эффективно регистрировать данные с использованием ПГИ, а также перепад давления, который происходит при поглощении азота пластом.
Высокая точность полученных данных позволяет повысить прогнозную способность модели трехфазной фильтрации и модели вытеснения нефти углеводородным газом. Полученные данные использовали для построения модели трехфазной фильтрации для закачки ПНГ в пласт для увеличения нефтеотдачи и для прогнозирования приемистости закачки ПНГ при заданных устьевых давлениях скважины.
Пересчет прогнозной приемистости пласта по углеводородному газу при заданных устьевых давлениях скважины проводят с использованием приведенной формулы [К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М. - Недра, 1993. - 416 с.: ил]:
где
rg
kk - фазовая проницаемость, мД
h - работающая толщина пласта, м
То - температура в стандартных условиях, К
Рзаб - забойное давление, МПа
Рпл - пластовое давление, МПа
газа
μ - вязкость газа, сПз
z - коэффициент сверхсжимаемости газа
Т - пластовая температура, К
at
p - атмосферное давление, МПа
к
R - радиус контура питания скважины, м
эфф
R - эффективный радиус скважины, м.
Полученные в результате проведения описываемых работ фактические результаты показали увеличение прогнозной приемистости нагнетательной скважины по газу по сравнению с прогнозом до проведения исследования (определения фильтрационно-емкостных характеристик при проведении закачки азота в пласт, фазовой проницаемости по газу) (таблица 2).
В таблице 2 указаны фактически полученные данные при закачке азота и расчетные данные для закачки углеводородного газа. Данные по давлению при закачке углеводородного газа рассчитаны по теоретическим корреляциям, что известно для специалиста (с использованием специализированного программного обеспечения, например, такого как Pipesim, Prosper или других).
Из таблицы 2 видно, что повышение точности определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта позволяет с высокой точностью определить приемистость по углеводородному газу.
С использованием точных данных по приемистости пласта по углеводородному газу определяют количество нагнетательных скважин, которые требуются для получения максимально эффективности вытеснения нефти ПНГ (способа увеличения нефтеотдачи), с учетом объема ПНГ, утилизацию которого требуется обеспечить. Эффективность способа определяется по отношению дополнительных тонн нефти к объему закаченного вытесняющего агента.
По значению приемистости пласта по углеводородному газу до проведения исследования (определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта согласно заявленному способу) расчетами на гидродинамической модели было установлено, что необходимо использовать 17 нагнетательных скважин. После получения точных данных по приемистости пласта по углеводородному газу установлено, что необходимо использовать всего 14 нагнетательных скважин.
Повышение точности приемистости пласта по углеводородному газу, который требуется для достижения режима смешивающегося вытеснения, приводит к повышению эффективности способа увеличения нефтеотдачи, т.к. позволяет определить точное количество нагнетательных скважин, необходимых для обеспечения утилизации ПНГ, с получением максимальной эффективности. Уточнение фильтрационно-емкостных характеристик пласта согласно заявленному способу позволило произвести новую оценку приемистости пласта по углеводородному газу (ПНГ) и, таким образом, уменьшить количество необходимых нагнетательных скважин для обеспечения утилизации ПНГ на месторождении с 17 до 14.
За счет этого обеспечивается закачка объема ПНГ, который требуется для вытеснения нефти из пласта и не затрачивается, например, на вытеснение воды. Это также позволит сократить капитальные затраты на переобвязку кустов нагнетательных скважин.
Таким образом представленный пример подтверждает достижение технического результата при реализации заявленных способов, который обеспечивается за счет комплекса исследований, включающий ПГИ, при закачке в пласт азота.