СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА
METHOD FOR DETERMINING FILTRATION PARAMETERS OF FORMATION

Изобретение относится технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин (ГДИС), оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН).
Известны способы ГДИС (например, заявка на изобретение №2008118158/03, 02.10.2006), предполагающие регистрацию кривой изменения давления в скважине в процессе одного или нескольких циклов ее запуска, остановки или циклической смены режимов работы в соответствии с которыми по результатам интерпретации ГДИС определяют фильтрационные параметры пласта, характеристики совершенства вскрытия, прежде всего скин-фактор, и пластовое давление.
Однако эти способы имеют существенный недостаток: очень низкую точность при эксплуатации малопроницаемых пластов, вскрытых трещинами гидроразрыва пласта (ГРП).
Этот недостаток обусловлен тем, что для формирования в скважине псевдорадиального режима течения, необходимого для достоверной оценки фильтрационно-емкостных свойств, требуется большое время работы на стабильном режиме отбора или простоя скважины. Это не всегда технически осуществимо вследствие низкой нестабильной производительности пласта и, кроме того, нецелесообразно по экономическим соображениям.
Более приемлемой в подобных условиях является технология определения фильтрационных параметров, начального и текущих значений скин-фактора и пластового давления, состоящая в долговременном мониторинге изменения во времени забойного давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию (например, US Patent №6101447, 08.08.2000).
По темпу падения давления и расхода в течение суток после запуска скважины в эксплуатацию судят о фильтрационных свойствах пласта и начальном значении скин-фактора, а по характеру изменения перечисленных параметров при длительной (более 30 суток) эксплуатации скважины - об изменении во времени скин-фактора (при независимо полученных данных о текущем пластовом давлении).
Однако у данной технологии есть недостаток. Точность определения характера изменения во времени скин-фактора при отсутствии данных о текущем пластовом давлении очень низка. Данный недостаток обусловлен тем, что изменение во времени скин-фактора и пластового давления практически одинаково влияют на результаты измерений в скважине.
Это не позволяет по ГДИС достоверно выявлять скважины, где произошло снижение скин-фактора и принимать оперативное обоснованное решение по интенсификации притока (например, о проведении повторных ГРП), что приводит к потерям в добыче нефти.
Задачей изобретения является повышение достоверности определения характера снижения скин-фактора во времени для вскрытого ГРП малопроницаемого пласта.
Для этого в известной технологии определения фильтрационных параметров, скин-фактора и пластового давления (US Patent №6101447), состоящей в долговременном мониторинге изменения во времени забойного давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную (не менее 3 суток) кривую восстановления уровня. По данной кривой оценивают текущую продуктивность пласта. Затем на основе сравнения текущей продуктивности  с начальной  определяют, насколько изменился скин-фактор.
ТЕК
Для расчета текущего скин-фактора S (в условиях, когда состав продукции и фазовая проницаемость пласта практически не меняются во времени) используют соотношение:
,
НAЧ
КП
c
где S - начальный скин-фактор, R радиус контура питания, R радиус скважины.
После этого проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений (с момента пуска скважины). Результатом расчетов, выполняемых в процессе интерпретации, являются непрерывные кривые изменения во времени пластового давления и скин-фактора.
Таким образом, получают достоверные данные по каждой скважине об ухудшении скин-фактора во времени при отсутствии информации о текущем пластовом давлении.
Пример практической реализации способа представлен на фиг.1 и 2.
Σ
1
На фиг.1 приведены результаты долговременного мониторинга давления Р, расхода на забое Q и накопленной добычи Q, начиная с момента запуска скважины (КСД) в эксплуатацию продолжительностью 60 суток.
На графике показаны следующие линии:
1 - измеренный расход;
2 - накопленная добыча;
3 - измеренное давление;
4 - результаты воспроизведения кривой изменения расхода и накопленной добычи при интерпретации в течение всего времени наблюдений (с момента пуска скважины);
5 - рассчитанная кривая изменения пластового давления во времени.
На фиг.2 приведены результаты измерения давления в цикле КВУ в диагностическом Log-Log масштабе.
На графике показаны следующие линии:
1 - давление;
2 - логарифмическая производная;
0
R - положение асимптоты к производной в интервале радиального течения.
Точками представлены результаты измерения, тонкими сплошными линиями - результаты воспроизведения названных параметров при интерпретации.
3
По результатам исследований в цикле была определена проницаемость пласта (0.5 мД) и первоначальный интегральный скин-фактор (-5.6), а также начальная продуктивность (=1,13 м/сут МПа).
Оценить, как изменился скин-фактор во времени по данному циклу исследований невозможно, поскольку не известен характер измерения во времени текущего пластового давления на дренируемом скважинном участке залежи (размеры участка).
2
Поэтому после непрерывного цикла работы скважины была зарегистрирована длительная (10 суток) кривая восстановления уровня (цикл КВУ на фиг.1). Затем скважина опять была запущена в режиме технологического отбора (цикл КСД на фиг.1).
Оценить текущий скин-фактор по результатам данного исследования также невозможно, поскольку длительность КВУ в данных условиях (низкая проницаемость пласта, наличие трещины гидроразрыва) недостаточна для формирования радиального режима течения в пласте (фиг 2).
3
Однако текущая продуктивность определена с приемлемой точностью. Она составляет =1.05 м/сут МПа.
Далее, в соответствии с формулой (1) было рассчитано значение текущего скин-фактора, которое составило -5.5.
И, наконец, проведя повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины, были получены непрерывные кривые изменения во времени пластового давления и скин-фактора (фиг.1).
К моменту окончания исследования пластовое давление упало с 20.0 до 16.7 МПа. При этом несколько возрос скин-фактор, что говорит о том, что началось загрязнение трещины ГРП.