СПОСОБ ПРОСЛУШИВАНИЯ МЕЖСКВАЖИННЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF MONITORING OIL WELL CROSSHOLE INTERVALS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изучении межскважинных интервалов нефтяного месторождения.
Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, который включает 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 неустановивишихся 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 оптиальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости. Начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая найденную толщину от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта. После чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости (Патент РФ №2320869, опубл. 27.03.2008).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта, 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. 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. Техническим результатом является повышение точности и достоверности оценок фильтрационных характеристик за счет увеличения количества определений (Патент РФ №2382194, опубл. 20.02.2010 - прототип).
Недостатком данного способа является длительность процесса исследования, необходимость пуска-остановки нагнетательной скважины, высокая погрешность результата расчетов из-за нестационарного режима закачки воды и отбора жидкости на соседних участках.
Задачей предложенного изобретения является повышение достоверности и снижение трудоемкости определения взаимовлияния скважин по пластам или горизонтам. Также оно направлено на прогнозирование эффективности освоения скважин для поддержания пластового давления (ППД).
Поставленная задача решается тем, что в способе прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения, включающем создание импульса давления в возмущающей скважине и регистрацию отклика в принимающей скважине, согласно изобретению в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в нагнетательную с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта, при помощи которого создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин.
Пример конкретного выполнения
На фиг.1, 2, 3 изображены выкопировки карт разработки по пластам а, б2, б3 рассматриваемого участка. На фиг.4 представлен геологический профиль по скважинам №№2, 1, 4. На фиг.5 представлена кривая регистрируемого забойного давления на добывающей скважине 4. Динамика изменения пластового, забойного давления, обводненности, добычи нефти и воды на скв.4 и по участку представлена на фиг.6, 7, 8, 9.
Способ реализуют следующим образом
При планировании геолого-технических мероприятий подбирают добывающую скважину для перевода в нагнетательную под закачку воды для ППД и требующую ГРП.
До выполнения ГРП в соседние добывающие скважины по межтрубному пространству спускают манометры на кабеле. Далее сервисная компания выполняет ГРП на скважине. Процесс производят следующим образом. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, который устанавливают выше пласта. После проверки герметичности пакера закачивают высоковязкую жидкость для создания трещин в пласте и проппант, предотвращающий их смыкание. Давление закачки жидкости, создаваемое при ГРП, достигает до 70 МПа. При ГРП в коллекторе распространяется пьезометрическая волна с амплитудой до 35 МПа. В то же время амплитуда шумов от работы нагнетательных скважин не превышает 12 МПа.
Традиционно применяемый импульс возмущения от остановки закачки (или возобновления закачки) нагнетательной скважины не позволяет достоверно прослушать пласт, т.к. колебания давлений при работе прочих нагнетательных скважин равны или близки по амплитуде к импульсу от возмущающей скважины. Импульс возмущения при ГРП по крайней мере в три раза превосходит импульсы от работы нагнетательных скважин, что позволяет четко его идентифицировать в окружающих добывающих скважинах, а следовательно, проследить гидродинамическую связь между скважинами.
Если коллектор в межскважинном интервале имеет сплошность, то перепад давления будет регистрироваться в соседней скважине. Там, где коллектор не выдержан или имеет сдвиг, «врез» колебания затухнет. Таким образом, с помощью ГРП можно определить пьезо- и гидродинамическую связь между скважинами. Это позволит в дальнейшем спрогнозировать рост пластового давления и добычи нефти на окружающих добывающих скважин от ввода скважины под закачку воды для ППД с ГРП.
Преимуществом перед другими способами является создание пьезометрической волны мощной амплитуды, которая позволяет минимизировать влияние соседних нагнетательных скважин, уменьшить время определения связи между скважинами, а соответственно и затраты на исследование.
Данный способ реализован на скважине 1, которую подобрали для освоения под закачку воды с ГРП для ППД.
На фиг.1, 2. 3 приведены выкопировки карт разработки, где добывающие скважины 2, 3, 4, 5 являются реагирующими к скважине 1. Цель мероприятия - поднять пластовое давление, увеличить добычу нефти на данном участке
При рассмотрении карты разработки по верхним пластам наблюдается резкая смена свойств коллекторов по простиранию, местами замещение коллектора непроницаемыми породами.
Неоднородность и сложнопостроенность коллекторов верхнепашийской пачки также показывает геологический профиль продуктивных отложений девона по линии скважин №№2, 1, 4 (фиг.4).
2
3
3
ГРП проводят на скважине №1 пластов «а», «б», «б», при начальном давлении 31 МПа, конечном давлении 32 МПа., использовав для этого жидкости ГРП на водной основе в объеме 72 м, проппанта - 11 тонн.
На соседние скважины 2 и 4 устанавливают глубинные манометры «МИКОН-107», регистрирующие забойные давления по скважинам.
По скважине 4 проводят замер давлений глубинным манометром в период проведения ГРП на скважине №1 (фиг.5).
Из графика виден резкий скачок забойного давления в скважине 4 на 0,3 МПа - с 6,9 МПа до 7,2 МПа во время производства ГРП на соседней скважине 1. После проведения ГРП забойное давление оставалось на уровне 7,2-7,3 МПа.
Скважина 1 переведена под закачку воды.
По скважине 4 прослеживается значительный эффект от ввода очага.
После пуска нагнетательной скважины в работу наблюдается рост пластовых (от 13,7 до 16,8 МПа) и забойных (от 6,9 до 12,6 МПа) давлений (фиг.6).
Отмечается снижение обводненности продукции скважины 4, что наглядно демонстрирует график обводненности в период с 01.12.2010 г. по 08.06.2011 г. (фиг.7).
По динамике работы скважины 4 (фиг.8) рост добычи нефти составил с 22 т (декабрь 2010 г.) до 118 т (май 2011 г.), снижение отбора воды с 244 т (декабрь 2010 г.) до 142 т (май 2011 г.).
Если рассматривать в целом участок реагирующих скважин, то динамика показателей представлена на фиг.9. Пластовое давление выросло со 12,5 МПа до 16 МПа, добыча нефти выросла со 130 тонн в месяц до 320 тонн в месяц, забойное давление выросло с 7,3 МПа до 9,4 МПа, которое вследствие увеличения отборов жидкости со скважин опустилось до 7,6 МПа.
По данным динамики работы скважины 4 пуск скважины 1 под закачку воды для ППД оказался эффективным.
Предварительные результаты гидропрослушивания при проведении ГРП свидетельствовали о высокой гидродинамической связи межскважинного пространств.