СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
PROCEDURE FOR SURVEY OF MULTI-HOLE HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин.
Известен способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий определение параметров кривой восстановления давления и интерпретацию результатов гидродинамических исследований на основе методов регуляции (Муслимов Р.Х. и др. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. №10, 2002, с.76, 77).
Известный способ не позволяет выполнять исследования многозабойных горизонтальных скважин..
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений. Перед проведением исследований на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, представляющие собой участки трубы, на которых нарезаны щели. Внутри контейнеров устанавливают глубинные автономные приборы. Опускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину. В вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают штанговый насос, ниже которого размещают фильтр из перфорированного участка трубы колонны насосно-компрессорных труб. Через щели в контейнерах и через фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса по колонне насосно-компрессорных труб и по межтрубью, при этом возбуждение скважины производят этим же насосом (патент РФ №2243372, опублик. 27.12.2004 - прототип).
Данный способ также не позволяет проводить исследования многозабойных горизонтальных скважин.
Задачей изобретения является проведение гидродинамических исследований многозабойных горизонтальных скважин.
Задача решается тем, что в способе исследования многозабойной горизонтальной скважины проводят размещение глубинных приборов, замеряющих давление и температуру, в основном стволе до и после входа в боковой ствол, отработку скважины на стабильном режиме, остановку скважины и определение кривой восстановления давления, запуск скважины в работу, увеличение или уменьшение дебита по отношению к стабильному дебиту, вывод скважины на стабильный режим, постоянный замер давления и температуры и вынесение заключения об интенсивности притока каждого бокового ствола с учетом данных по максимальной амплитуде изменения температуры на вновь установленном стабильном режиме.
Сущность изобретения
Причиной снижения продуктивности многозабойной горизонтальной скважины является снижение проницаемости пласта в призабойной зоне. Проблема состоит в том, что невозможно определить, дебит какого именно ствола изменился вследствие снижения проницаемости, что создает дополнительные трудности при планировании обработки призабойной зоны стволов. При этом увеличивается риск проведения обработки в обводненном стволе, что значительно снизит добычу нефти по многозабойной горизонтальной скважине и по участку скважины в целом.
В настоящее время имеется широкий спектр средств и методов для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов в горизонтальных скважинах. Однако они не пригодны для исследований многозабойных горизонтальных скважин. В предложенном изобретении решается задача проведения исследований в многозабойных горизонтальных скважинах. В ходе исследований предполагается определение продуктивности каждого бокового ствола скважины. Задача решается следующим образом.
В ходе исследования многозабойной скважины проводят размещение глубинных приборов, замеряющих давление и температуру, в основном стволе до и после входа в боковой ствол, отработку скважины на стабильном режиме, остановку скважины и определение кривой восстановления давления, запуск скважины в работу, увеличение или уменьшение дебита по отношению к стабильному дебиту, вывод скважины на стабильный режим, постоянный замер давления и температуры и вынесение заключения об интенсивности притока каждого бокового ствола с учетом данных по амплитуде изменения температуры на вновь установленном стабильном режиме.
На фиг.1 представлена многозабойная горизонтальная нефтедобывающая скважина.
Скважина имеет вертикальный ствол 1, горизонтальный ствол 2, боковые стволы 3-6. В горизонтальном стволе 2 размещены глубинные приборы (манометры-термометры) 7-13. Прибор 7 размещен до, а прибор 8 после бокового ствола 3, прибор 9 размещен до, а прибор 10 после бокового ствола 4, прибор 11 размещен до, а прибор 12 после бокового ствола 5, прибор 13 размещен на входе в боковой ствол 6. Проводят отработку скважины на стабильном режиме. Останавливают скважину и выполняют определение кривой восстановления давления. Запускают скважину в работу эксплуатируя скважину в режиме увеличения или уменьшения дебита по отношению к стабильному дебиту. Выводят скважину на стабильный режим. При этом глубинными приборами проводят постоянный замер давления и температуры. На основании полученных данных делают заключения об интенсивности притока каждого бокового ствола. При этом учитывают данные по максимальной амплитуде изменения температуры на вновь установленном стабильном режиме.
Методика определения интенсивности притока из каждого бокового ствола основывается на комплексном фиксировании значения давления и температуры в различных частях основного горизонтального ствола скважины.
Исследования давления при установившемся режиме работы скважины позволяет определить оптимальное забойное давление, при котором эксплуатация скважины наиболее эффективна.
Кроме того, исследуя забойное давление, становится возможным определение минимального допустимого забойного давления, при снижении значения которого наступает активный процесс разгазирования пластового флюида.
Подобные выводы попутно подтверждаются и температурными значениями: при оптимальном забойном давлении значения температуры достигают своего максимума, при минимальном допустимом забойном давлении значения температуры начинают резко снижаться. Температурные значения объясняют протекание двух основных температурных процессов в стволе горизонтальной скважины: дроссельного и калориметрического процессов.
Замер кривой восстановления давления позволяет определить общие характеристики, такие как: пластовое давление, гидропроводность, параметр ОП, скин-фактор, коэффициент продуктивности. Кроме того, во время длительной остановки скважины на кривой восстановления давления возможно определить интенсивность снижения температуры на определенном участке горизонтального ствола, что позволяет сделать вывод об интенсивности притока.
Пример конкретного выполнения
Исследуют многозабойную горизонтальную нефтедобывающую скважину, построенную согласно фиг.1, со следующими характеристиками:
Ново-Елховское месторождение, залежь №91, Турнейский ярус.
3
Плотность нефти в пластовых условиях - 0,882 г/см.
3
Плотность нефти в поверхностных условиях - 0,903 г/см.
Вязкость нефти в пластовых условиях (дин) - 22,9 мПа·с.
Вязкость нефти в поверхностных условиях (дин) - 70 мПа·с.
Коэффициент перевода нефти в пластовые условия - 1,2 д.е.
Объемный коэффициент плотности нефти - 1,0470 д.е.
Начальная отметка водонефтяного контакта - 896 м.
Давление насыщения - 38,9 атм.
Пластовое давление начальное - 10 МПа.
Минимальное допустимое пластовое давление - 7,5 МПа.
Минимальное допустимое забойное давление - 2,0 МПа.
3
Рабочий газовый фактор - 11,7 м/т.
3
Плотность газа - 1,22 кг/м.
Проницаемость абсолютная -11,5 мД.
Проницаемость фазовая - 2,2 мД.
Пористость - 12,7%.
Нефтенасыщенность - 79,3.
3
3
3
Скважина обсажена 6" эксплуатационной колонной 1258 м (абсолютная отметка - 840,5 м). Диаметр открытых стволов - 144 мм. Глубинный насос установлен на глубине 903 м. В скважину спущены глубинные автономные манометры-термометры АЦМ и АМТВ в контейнерах. Проводят отработку скважины на стабильном режиме в течение 1 месяца. Дебит скважины составляет 12 м/сут. Останавливают скважину и выполняют определение кривой восстановления давления. Запускают скважину в работу с дебитом 9 м/сут, эксплуатируя скважину в режиме уменьшения дебита по отношению к стабильному дебиту в течение 10 сут. Выводят скважину на стабильный режим при дебите 12 м/сут. При этом глубинными приборами проводят постоянный замер давления и температуры. Наиболее характерные результаты измерений выполнены приборами 8 и 9, которые представлены на фиг.2 и 3, где кривая 1 - изменение температуры, кривая 2 - изменение давления.
О незначительном притоке свидетельствуют показания температурных значений по прибору 9. Во время остановки скважины на восстановление давления прибор 9 зафиксировал резкое снижение температуры с 23,2 до 23,07 град (фиг.3, кривая 1), что говорит о более низком притоке на данном участке горизонтального ствола по сравнению с показателями другого участка зафиксированных прибором 8, где в этот же период времени снижение температуры зафиксировано с 23,53 до 23,5 град (фиг.2, кривая 1).
Также об интенсивности притока можно судить по времени начала снижения температуры во время установившегося режима работы скважины: прибор 9 зафиксировал снижение температуры с 31.08.2008 г, прибор 8 - с 12.10.2008 г.
Данные исследований результаты говорят, что приток в районе прибора 8 в горизонтальном стволе скважины более интенсивный, чем приток в районе прибора 9.
Аналогичные кривые были получены для всех приборов 7-13.
Применение предложенного способа позволит проводить гидродинамические исследования многозабойных горизонтальных скважин.