СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF HYDRODYNAMIC INVESTIGATIONS OF INJECTION WELLS

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических (ГДИС) исследований в нагнетательных скважинах.
Установлено, что при высокой производительности скважин образуются нестабильные трещины гидроразрыва пласта (ГРП). Механизм их образования аналогичен трещинам гидроразрыва, которые создаются искусственно для повышения производительности эксплуатационных скважин. Нестабильные трещины появляются естественным путем вследствие высокой интенсивности нагнетания, когда давление на забое превышает пределы прочности породы (давление разрыва). Нестабильные трещины характеризуются, во-первых, тем, что они существуют только во время нагнетания и исчезают при остановке скважины, и, во-вторых, тем, что их размеры изменяются в зависимости от интенсивности нагнетания.
В нагнетательных скважинах, основное назначение которых - поддержание пластового давления, образование нестабильных трещин, хотя и является незапланированным результатом, но, как правило, не критично для работы скважины и пласта.
Исключение составляют случаи, когда наличие трещины способствует подключению к работе скважины дополнительных толщин коллекторов. Крылья трещины, распространяясь по горизонтали и по вертикали, вскрывают близко расположенные проницаемые пласты. В результате сообщаемости пластов по динамической трещине наблюдается уход закачиваемого флюида не только в проектный интервал, но и в дополнительно вскрытые толщины.
Это негативно сказывается на разработке, так как снижает эффективность системы поддержания пластового давления. Негативное влияние нестабильных трещин состоит еще и в том, что снижается эффективность мероприятий по выравниванию профиля приемистости.
Существующие методы исследований не всегда могут с достаточной точностью диагностировать наличие трещины, а главное - не могут установить, является ли трещина каналом перетока. Это не позволяет принять обоснованное решение по оптимизации режима закачки для локализации распространения.
Для диагностики сообщаемости пластов (межпластового перетока) в настоящее время производят нестационарные термические исследования. Технология работ на скважине при таких исследованиях (см., например, патент РФ №2289689, 24.12.2004) состоит в проведении цикла закачки воды в скважину с температурой, отличающейся от естественной температуры пород, последующей остановке скважины, регистрации серии термограмм и оценке по термограммам темпа восстановления первоначальной температуры. О перетоке судят по аномальному темпу восстановления температуры.
Однако данная технология обладает следующими существенными недостатками:
1) трудно учесть влияние изменения по глубине в радиальном направлении тепловых свойств горных пород и заполнителей ствола скважины;
2) невозможно различить, происходит ли переток по негерметичному заколонному пространству или нестабильной трещине.
Более эффективным техническим решением, также широко используемым на практике, является способ диагностики сообщаемости пластов на основании результатов ГДИС, проводимых путем циклов: работы нагнетательной скважины с постоянным расходом, последующей остановки скважины и регистрации кривой падения давления (КПД) (см., например, раздел 13.7.5 монографии Ипатов А.И., Кременецкий М.И. «Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов», с.582-585).
В данном случае о том, что основной причиной перетока является нестабильная трещина, существовавшая до остановки скважины, косвенно судят по аномально низкому отрицательному значению скин-фактора, оцениваемому по результатам ГДИС.
Недостаток данного способа состоит в том, что само по себе формирование трещины не всегда приводит к перетоку. Переток возникает лишь в том случае, если трещина дренирует неперфорированные коллекторы во вмещающих породах. А выявить факт дренирования по одиночному циклу испытаний методом кривой восстановления давления (КВД) невозможно.
Задачей изобретения является повышение информативности гидродинамических исследований при диагностике перетоков по нестабильным трещинам и оценки их влияния на разработку пласта.
Решение поставленной задачи достигается тем, что после проведения цикла закачки в нагнетательную скважину рабочей жидкости с постоянным расходом и последующей остановки скважины с регистрацией кривой падения давления (КПД) проводят повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (КСД). Причем расход закачки для повторного цикла выбирают так, чтобы давление в нем было выше давления разрыва пласта.
КПД
КСД
Далее по результатам гидродинамических исследований по методам КПД и КСД определяют проводимость пласта для данных циклов, а затем отношение этих проводимостей α=kh/kh.
КПД
КСД
Проводимость по циклу КПД (kh) соответствует мощности пласта, дренируемой перфорацией. Проводимость по циклу КСД (kh) - это сумма проводимостей перфорированной мощности коллекторов и мощности, которая сообщается с перфорацией только по трещине.
В отсутствие перетока, проводимости, определенные по КПД и КСД, практически не отличаются друг от друга, а их отношение близко к единице α≈1.
В случае возникновения перетока по нестабильной трещине параметр α всегда меньше единицы. Причем его величина тем ниже, чем большая мощность неперфорированных коллекторов дренируется трещиной.
Таким образом, по аномально низкой величине отношения проводимостей можно судить о наличии перетока, а по величине отношения проводимостей - о дренируемой мощности (а значит, косвенно - об интенсивности перетока).
Это позволяет однозначно диагностировать гидродинамическую связь пластов по нестабильной трещине и оценить интенсивность перетока по трещине.
Пример практической реализации предложенного способа представлен на фиг.1 и 2.
На фиг.1 показан график проведения гидродинамических исследований на одной из нагнетательных скважин *******месторождения.
На фиг.2 приведено сопоставление результатов гидродинамических исследований для циклов КПД и КСД в масштабе log-log, где:
1 - кривые давления;
2 - соответствующие кривые логарифмической производной;
КСД
КПД
s, s - среднее расстояние между кривой давления и логарифмической производной при радиальном режиме течения, характеризующее величину скин-фактора в циклах КСД и КПД;
КСД
КВД
kh, kh - положение радиальной асимптоты к кривой логарифмической производной, характеризующие величину проводимости пласта в циклах КСД и КПД.
3
КПД
КПД
Нагнетательная скважина перед гидродинамическими исследованиями работала со средним расходом 200 м в сутки в течение 250 часов. После этого скважина была остановлена, и в ней была зарегистрирована кривая падения давления (цикл с индексом «КПД» на фиг.1). По результатам интерпретации КПД (кривые с индексом «КПД» на фиг.2) была оценена проводимость пласта (kh=26.6 мД·м) и скин-фактор (s =-4.7).
Отрицательное значение скин-фактора свидетельствует о том, что до остановки скважины в исследуемом пласте образовалась нестабильная трещина гидроразрыва пласта.
Заключить, является ли данная трещина каналом межпластового перетока по данному циклу, невозможно.
Далее, согласно предлагаемому способу, был осуществлен повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (цикл с индексом «КСД» на фиг.1), причем расход закачки выбран таким образом, чтобы давление было выше давления разрыва пласта.
КСД
Результаты интерпретации этой кривой показали, что в цикле закачки проводимость пласта резко увеличилась (kh=58.2 мД·м), что свидетельствует о подключении к закачке дополнительных неперфорированных пластов.
Отношение проводимостей в циклах КПД и КСД составило:
КПД
КСД
α=kh/kh=26.6/58.2=0.46.
Такая величина отношения проводимостей (существенно меньше 1) свидетельствует о большой интенсивности перетока.
Учитывая то, что по косвенным данным проницаемости коллектора, вскрытого перфорацией, и близлежащих коллекторов близки, можно уверенно сделать вывод о том, что в результате перетока к закачке подключились дополнительные мощности коллекторов, сопоставимые по величине с перфорированным объектом.