СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ, ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
METHOD FOR DEFINING WELL CHARACTERISTICS, FORMATION BOTTOM-HOLE ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении гидродинамического состояния призабойной зоны нагнетательных скважин после проведения технологического воздействия на призабойную зону.
Известен способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин (патент РФ №2289021, МПК Е21В 47/10, Е21В 49/00, опубл. 10.12.2006 г., бюл. №34) методом последовательной смены стационарных состояний путем измерения и регистрации давления, построения и обработки фактической кривой притока с проведением стандартных технологий исследований, при этом после стандартной обработки фактической кривой притока на ее основе строят график времени прослеживания давления и при известном значении пластового давления на графике проводят прямую линию, соединяющую точку известного пластового давления с точкой перегиба, которая соответствует времени возникновения фильтрационных сопротивлений при фильтрации жидкости, по этой прямой рассчитывают время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток, затем на фактической кривой притока точку перегиба, определенную по графику прослеживания давления, соединяют с точкой пересечения оптимального времени исследования пласта на приток и пластового давления и получают гипотетическую кривую притока, которую обрабатывают по методу неустановившейся фильтрации с определением гидродинамических параметров пласта: продуктивности, гидропроводности, проницаемости и скин-фактора.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, трудоемкость применения данного способа;
- во-вторых, необходимость привлечения дополнительной техники для понижения уровня в скважине;
- в-третьих, большая продолжительность исследований по времени.
Также известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов (патент РФ №2320869, МПК Е21В 47/10, опубл. 27.03.2008 г., бюл. №9), 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 нефтегазонасыщенных (работающих) толщин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, трудоемкость применения данного способа;
- во-вторых, большая продолжительность исследований по времени.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ определения характеристик скважины, призабойной зоны пласта (патент РФ №2189443, МПК 7 Е21В 47/00, опубл. 20.09.2002 г.), включающий нестационарную закачку реагента в пласт, замер давления закачки и расхода реагента на устье скважины, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленных расхода и работы, затрачиваемых на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента. По этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчитывают коэффициент скин-эффекта, в качестве текущей проводимости используют величину, определенную по результатам нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкости.
Изменяют режим закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта. Непосредственно перед нестационарной закачкой реагента межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб заполняют гомогенной однофазной стабильной жидкостью с известной плотностью. Нестационарную закачку реагента в пласт ведут через колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве. Замер давления ведут в закрытом затрубном пространстве на устье скважины с одновременным замером уровня жидкости в закрытом межтрубном пространстве. Для определения гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта для каждого замера в условиях нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, математическим методом находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.
Также для определения гидропроводности продуктивного пласта определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующую работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложность и длительность его осуществления, связанные с необходимостью определения текущей гидропроводимости пласта и функции репрессии;
- во-вторых, высокая стоимость осуществления, обусловленная необходимостью применения дорогостоящих реагентов;
- в-третьих, не позволяет произвести технологическую операцию по улучшению проводимости призабойной зоны пласта в зависимости от типа коллектора его составляющего.
Технической задачей изобретения является упрощение технологического процесса определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, а также сокращение времени и снижение стоимости осуществления способа без потери эффективности с возможностью подбора наиболее эффективной технологической операции по улучшению проводимости призабойной зоны пласта в зависимости от типа коллектора его составляющего.
Поставленная задача решается способом определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с перекрытым межтрубным пространством, замер на устье скважины расхода реагента и давления закачки в призабойной зоне, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемых на течение в призабойной скважине единицы расхода реагента, по этим показателям определяют изменение текущей проводимости пласта.
уст
Новым является то, что перед закачкой реагента производят закачку в пласт по колонне НКТ пресной воды до достижения устьевого давления Р=10 МПа с замером изменения этого давления во времени и объема закачиваемой воды, из их анализа определяют начальную проводимость пласта, после чего производят технологическую операцию по обработке призабойной зоны пласта реагентом, в качестве которой используют газированную жидкость с водным раствором ПАВ МЛ-81Б или водный раствор соляной кислоты НСl, после чего производят закачку в пласт пресной воды аналогично первоначальной операции и определяют конечную проводимость призабойной зоны пласта, после сравнения начальной и конечной проводимостей призабойной зоны пласта определяют изменение проводимости призабойной зоны пласта, если проводимость призабойной зоны пласта снизилась или ее увеличение менее 10%, то проводят дополнительную обработку призабойной зоны пласта этим или другим реагентом.
Предложенный способ осуществляется следующим образом и производится в следующей последовательности, рассмотрен на примере скважины 2556 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть».
3
Для определения характеристик скважины, призабойной зоны пласта, т.е. начальной проводимости призабойной зоны пласта производят спуск в скважину колонны насосно-компрессорпых труб (НКТ) с пакером. Размещают пакер на 5-10 метров выше кровли пласта и производят его посадку, т.е. производят герметизацию заколонного пространства скважины. На устье скважины обвязывают нагнетательный трубопровод насоса, оснащенный манометром (любой известной конструкции с максимальной шкалой измеряемого давления 40 МПа), например насосного агрегата ЦА-320 с колонной НКТ. Производят закачку в скважину жидкости, например пресной воды р=1000 кг/м, с одновременным замером давления по показаниям манометра и расхода в нагнетательном трубопроводе по времени.
уст
Замеры производят в процессе закачки пресной воды до достижения устьевым давлением значения Р=10 МПа несколько раз, например 3 раза, в течение 60 секунд через определенные промежутки времени, и результаты замеров сводят в табл.1 и рисунок 1.
Таблица 1
Параметры
T<sub>1</sub>
Т<sub>2</sub>
Т<sub>3</sub>
Давление р<sub>i</sub>, МПа
0
5,0
10,0
Накопленный объем закачанной жидкости, Q<sub>i</sub>, м<sup>3</sup>
0
0,05
0,1
Время t<sub>i</sub>, с
0
30
60
Изменение времени Δt<sub>i</sub>=t<sub>i</sub>-t<sub>i-1</sub>, с
0
30
30
Сумма произведений давления в момент регистрации замера на изменение времени <img file="00000001.tif" he="13" wi="31" img-content="undefined" img-format="tif" />
0
150
450
3
Далее производят технологическую операцию, например промывку призабойной зоны пласта с помощью газокомпрессорной установки. Для этого на устье скважины обвязывают газокомпрессорную установку с емкостью, заполненной приготовленной заранее технологической жидкостью расчетного объема, например 15 м.
3
Технологическую жидкость приготавливают в виде водного раствора с ПАВ МЛ-81Б (концентрация МЛ81Б 0,1%) в мерной емкости на растворном узле. Далее с помощью насоса и компрессора, размещенных в составе газокомпрессорной установки, газируют технологическую жидкость, выводят на режим промывки газокомпрессорную установку. После чего в колонну НКТ спускают, например, гибкую трубу (ГТ) и закачивают газожидкостную смесь по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ и прокачивают газожидкостную смесь в вышеупомянутом объеме 15 м под давлением, например, 10 МПа через колонну ГТ 3 по кольцевому пространству между НКТ и ГТ в желобную емкость, размещенную на устье скважины, при этом сначала происходит вытеснение скважинной жидкости, находящейся во внутреннем пространстве колонны НКТ и кольцевом пространстве между НКТ и ГТ, в желобную емкость и ее замена на газожидкостную смесь ПАВ. В процессе прокачивания газожидкостной смеси снижается депрессия на пласт и происходит очистка призабойной зоны пласта (в желобную емкость вымываются загрязнения из призабойной зоны пласта).
3
По окончании промывки призабойной зоны пласта демонтируют газокомпрессорную установку и извлекают гибкую трубу из колонны НКТ. После чего повторяют определение характеристик скважины призабойной зоны пласта, т.е. определяют конечную проводимость призабойной зоны пласта после проведения технологической операции. Для этого на устье скважины обвязывают нагнетательный трубопровод насоса, оснащенный манометром (любой известной конструкции с максимальной шкалой измеряемого давления 40 МПа), например насосного агрегата ЦА-320 с колонной НКТ. Производят закачку в скважину жидкости, например пресной воды ρ=1000 кг/м с одновременным замером давления по показаниям манометра и расхода в нагнетательном трубопроводе по времени.
уст
уст
Замеры производят в процессе закачки пресной воды до достижения устьевым давлением значения Р=10 МПа, несколько раз, например 6 раз, при этом значения Р=10 МПа достигают за 360 секунд, а замеры производят через определенные промежутки времени и результаты замеров сводят в табл.2 и рисунок 1.
Таблица 2
Параметры
Т<sub>1</sub>
Т<sub>2</sub>
Т<sub>3</sub>
Т<sub>4</sub>
Т<sub>5</sub>
Т<sub>6</sub>
Давление р<sub>i</sub>, МПа
0
2,0
4,0
6,0
8,0
10.0
Накопленный объем закачанной жидкости, Q<sub>i</sub>, м<sup>3</sup>
0
0,025
0,05
0,075
0,1
0,12
Время t<sub>i</sub>,с
0
30
60
120
180
200
Изменение времени Δt=t<sub>i</sub>-t<sub>i-1</sub>, с
0
30
30
60
60
20
Сумма произведений давления в момент регистрации замера на изменение времени
<img file="00000002.tif" he="13" wi="30" img-content="undefined" img-format="tif" />
0
60
180
540
1020
1220
3
Как видно из графика 1, проводимость пласта снизилась, поскольку кривая, отражающая закачку жидкости после промывки скважины газожидкостной смесью газокомпрессорным агрегатом, ушла вверх относительно начальной кривой. Следовательно, промывка оказала отрицательное влияние на состояние призабойной зоны. Поэтому назначают дополнительную обработку пласта другим реагентом, например водным раствором соляной кислоты НС1. На устье скважины обвязывают нагнетательную линию кислотного агрегата с колонной НКТ и производят закачку расчетного объема кислоты, достаточного для обработки данного пласта, например 4 м. Концентрация и состав соляной кислоты берется в любой известной пропорции, применяемой при обработке призабойной зоны пласта. Например, используют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000. (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Стерлитамак). После чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и извлекают продукты реакции кислоты с породой призабойной зоны пласта. Например, свабированием по колонне НКТ с помощью свабного агрегата ПКС 5.
3
После чего повторяют определение характеристик скважины, призабойной зоны пласта, т.е. определяют конечную проводимость призабойной зоны пласта после проведения технологической операции. Для этого на устье скважины обвязывают нагнетательный трубопровод насоса, оснащенный манометром (любой известной конструкции с максимальной шкалой измеряемого давления 40 МПа), например насосного агрегата ЦА-320 с колонной НКТ. Производят закачку в скважину жидкости, например пресной воды ρ=1000 кг/м, с одновременным замером давления по показаниям манометра и расхода в нагнетательном трубопроводе по времени.
ycт
уст
Замеры производят в процессе закачки пресной воды до достижения устьевым давлением значения P=10 МПа, несколько раз, например 6 раз, при этом значения Р=10 МПа достигают за 180 секунд, а замеры производят через определенные промежутки времени и результаты замеров сводят в табл.3 и рисунок 1.
Таблица 3
Параметры
Т<sub>1</sub>
Т<sub>2</sub>
Т<sub>3</sub>
Т<sub>4</sub>
Т<sub>5</sub>
Т<sub>6</sub>
Давление р<sub>i</sub>, МПа
0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
Накопленный объем закачанной жидкости, Q<sub>i</sub>, м<sup>3</sup>
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
Время t<sub>i</sub>,с
0
60
90
120
150
180
Изменение времени Δt<sub>i</sub>=t<sub>i</sub>-t<sub>i-1</sub>, с
0
60
30
30
30
30
Сумма произведений давления в момент регистрации замера на изменение времени <img file="00000003.tif" he="13" wi="31" img-content="undefined" img-format="tif" />
0
120
240
420
660
960
i
По данным табл.1, 2, 3 строят рисунок накопленной суммы произведений давления на устье скважины и изменения времени p×Δt в декартовых координатах как функцию суммарного нагнетаемого объема воды Q.
Скважина 2556 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть».
Проведено три этапа замера параметров скважины.
3
уст
1. Этап - закачка пресной воды (определение начальной проводимости пласта) Закачка воды в объеме 0,1 м, подъем устьевого давления до значения Р=10 МПа за 60 с.
3
ycт
2. Этап - промывка бустером. Закачка воды в объеме 0,12 м, подъем устьевого давления до значения P=10 МПа за 360 с.
3
уст
3. Этап - закачка водного раствора соляной кислоты НСl (15% концентрации). Закачка воды в объеме 0,25 м, подъем устьевого давления до значения Р=10 МПа за 180 с.
3
Из рисунка видно, что на первоначальном этапе все три кривые идут параллельно примерно до значения закачанного объема в 0,03 м. Затем кривая, отражающая закачку жидкости после промывки газожидкостной смесью призабойной зоны пласта с помощью газокомпрессорной установки, ушла вверх относительно начальной кривой. Следовательно, промывка газожидкостной смесью оказала отрицательное влияние на состояние призабойной зоны. И только третий этап, включающий закачку кислоты, позволил повысить приемистость скважины (наклон кривой линии уменьшился).
Диагностическим параметром является тангенс угла наклона кривой линии, который определяется следующей формулой:
где π=3,14159…;
w
k - проницаемость пласта;
h - толщина пласта;
w
B - объемный коэффициент воды;
w
µ - вязкость воды;
е
w
r и r - радиусы контура питания и скважины соответственно;
S - скин-фактор скважины.
Следовательно, тангенс угла наклона графика - это обратная величина коэффициента приемистости:
пр
Изменение наклона позволяет наглядно проследить за изменением коэффициента приемистости скважины. Так как угол наклона кривой линии (см. рисунок) обратно пропорционален коэффициенту приемистости скважины К, то с увеличением коэффициента приемистости пласта уменьшается угол наклона кривой, и наоборот, со снижением коэффициента приемистости пласта увеличивается угол наклона кривой (см. рисунок).
Предложенный способ позволяет эффективно произвести подбор наиболее эффективной технологической операции по улучшению проводимости призабойной зоны пласта в зависимости от типа коллектора его составляющего, а также имеет простой технологический процесс определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, и позволяет путем построения графика определить изменение коэффициента приемистости скважины после проведения той или иной технологической операции и тем самым снизить стоимость осуществления способа без потери эффективности.