Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта
METHOD FOR DETERMINING FILTRATION-CAPACITY PROPERTIES OF INTER-WELL INTERVAL OF RESERVOIR

Изобретение относится к технологиям нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам определения фильтрационных характеристик пласта межскважинных интервалов.
Из уровня техники известен способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, 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 и 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 (см. Патент RU 2382194, опубл. 20.02.2010 г.).
Также известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, 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 работающих нефтегазонасыщенных толщин, гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся 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 оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта и предельную его проницаемость, начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, находят предельное значение проницаемости, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости (см. Патент RU 2320869, опубл. 27.03.2008 г.).
Недостаток указанных известных способов состоит в том, что их применение возможно при длительных остановках реагирующих скважин для установления ровного фона давления и для получения отклика на возмущение, соответственно, при проведении исследований неизбежны большие потери по добыче.
Известен способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом ИКГ, включающий следующие шаги: формируют трехмерную гидродинамическую модель; моделируют исследование методом ИКГ; подбирают оптимальный сценарий исследования; проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта, такие как: гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор, c помощью интерпретации данных, полученных в ходе ИКГ исследования; обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге (см. Патент RU 2666842, опубл. 12.09.2018 г.).
Недостатком такого способа является то, что его реализация возможна только в узкоспециализированном программном обеспечении, которое не доступно для приобретения неопределенному кругу лиц.
Наиболее близким к предложенному решению является способ определения фильтрационных параметров пласта, включающий долговременный мониторинг изменения во времени давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 сут регистрируют длительную, не менее 3 сут, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта, затем проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины и на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор (см. Патент RU 2476669, опубл. 27.02.2013 г.).
Недостатком такого способа является возможность определения только количественной характеристики продуктивности скважины и отсутствие возможности оценки количественных характеристик дренируемых интервалов.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является исключение потерь по добыче нефти при проведении исследований скважин.
Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности получения максимально точных количественных характеристик фильтрационных параметров межскважинных интервалов в области дренирования возмущающей и реагирующих скважин без остановки реагирующего фонда скважин.
Технический результат изобретения достигается благодаря реализации способа определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта, который заключается в том, что проводят исследования реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД), фиксируют изменение дебита реагирующей скважины и получают модельную кривую изменения забойного давления реагирующей скважины с использованием исторических данных замера дебита на реагирующей скважине и проведенных исследований методом КВД или КСД, в процессе работы реагирующей скважины без ее остановки проводят гидропрослушивание пласта между взаимодействующими возмущающей и реагирующей скважинами с получением фактической кривой изменения забойного давления на реагирующей скважине, осуществляют дифференциацию отклика на работающей реагирующей скважине при проведении гидропрослушивания путем вычитания значений давления в точках модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой с получением очищенных от посторонних шумов кривой изменения откликов давления, осуществляют интерпретацию кривой изменения откликов давления с получением количественных характеристик межскважинного интервала пласта с учетом циклов возмущающей скважины.
Кроме того, получение указанной модельной кривой могут осуществлять с помощью программного обеспечения.
Кроме того, вычитание значений давления указанной модельной кривой из указанной фактической кривой могут осуществлять с помощью программного обеспечения.
Кроме того, интерпретацию могут осуществлять путем анализа изменения отклика давления в соответствии с периодами запуска/остановки/изменения режимов работы возмущающей скважины.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 графически показано исходное давление реагирующей скважины; на фиг. 2 графически показано давление, полученное в результате процедуры дифференциации отклика; на фиг. 3 графически показано сопоставление отклика реагирующей скважины с данными циклов возмущающей скважины; на фиг. 4 графически показана интерпретация очищенной кривой в гидродинамическом симуляторе; на фиг. 5 графически показан пример сравнения полученных количественных результатов фильтрационно-емкостных параметров межскважинных интервалов с данными по односкважинным ГДИС (КВД); на фиг. 6 - 9 графически показан пример построения фактической и модельной кривой, их вычитание друг из друга и интерпретация очищенной кривой; на фиг. 10 - 16 графически показан пример проведения исследований и интерпретации.
Предложенный способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта (фильтрационных характеристик пласта) служит для определения количественных характеристик межскважинного интервала дренируемого объема нефтяного пласта (гидропроводность, пьезопроводность, насыщенность межскважинного пространства, связанные мощности) без остановки работы реагирующих скважин и, соответственно, без каких-либо потерь по добыче нефти. Предложенный способ может быть использован для оценки проводимости разломов на нефтегазоконденсатном месторождении с большим количеством разломов, различных по проводимости и амплитуде смещения.
Предложенный способ заключается в следующем.
Исследование межскважинного интервала пласта осуществляется межскважинными гидродинамическими исследованиями, в частности, методом гидропрослушивания пласта между выбранными взаимодействующими возмущающей и реагирующей (реагирующими) скважинами. Гидропрослушивание проводят в процессе работы реагирующей скважины (далее по тексту будет подразумеваться как одна, так и более одной реагирующих скважин) без остановки ее работы. При этом в процессе работы реагирующей скважины создают импульс на возмущающей скважине и регистрируют отклик на этот импульс в реагирующей скважине (скорость прихода отклика и амплитуду). По результатам гидропрослушивания и регистрации откликов получают фактическую кривую изменения забойного давления на реагирующей скважине (далее по тексту - фактическая кривая), при этом зарегистрированные данные забойного давления включают в себя как отклик на возмущение, так и изменение давлений, связанное с работой самой реагирующей скважины. Запись забойного давления в реагирующих скважинах производится в течение всего периода проведения гидродинамических исследований (гидропрослушивания). При этом для записи фактической кривой могут использовать либо автономные глубинные датчики, либо датчики постоянного мониторинга забойного давления.
Время создания возмущений и ожидания отклика определяется путем создания дизайна в гидродинамическом симуляторе (например, ПО Kappa Saphir). Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта для создания дизайна определяются по предварительно проведенным исследованиям методом КВД (кривой восстановления давления) по каждой из скважин (либо используются другие источники получения ФЕС пласта, например, исследования керна. При построении дизайна используются минимальные значения ФЕС для каждой пары скважин для обрисовки периода получения отклика. Для этого в гидродинамическом симуляторе в явном виде задают фактические скважины с их фактическим расположением, заканчиванием, скин-факторами и дебитами, ФЕС межскважинных интервалов по минимальному критерию. Моделирование импульса происходит путем изменения режима работы возмущающей скважины таким образом, чтобы за минимально возможное время получить реакцию на возмущение на реагирующей скважине с учетом работы реагирующей скважины и после применения способа очистки данных при вычитании значений давления в точках модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой с получением очищенных от посторонних шумов кривой изменения откликов давления. Минимальными значениями при задании ФЕС межскважинного интервала считаются наименьшие ФЕС, полученные по односкважинным гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИС) для выбранной пары скважин. Например, для скважины Х1 и Х2 был получен коэффициент проницаемости дренируемого интервала 5 мД и 15 мД соответственно, для построения дизайна принимается проницаемость всего связанного интервала по наименьшему значению, т.е. 5 мД.
После этого, по выбранному сценарию проводится исследование методом гидропрослушивания. Изменяются дебиты/приемистость возмущающей скважины, регистрируется фактическое давление на реагирующей скважине в течение всего периода проведения исследований.
После того, как гидродинамическое исследование скважины завершено (или в процессе проведения гидродинамических исследований при наличии забойной телеметрии на реагирующих скважинах, способной передавать данные на поверхность в онлайн режиме) производится анализ данных давления реагирующей скважины.
При осуществлении предложенного способа, после проведения гидропрослушивания и получения фактических данных по давлению, строят модельную кривую изменения забойного давления реагирующей скважины (далее по тексту - модельная кривая). Для получения модельной кривой предварительно проводят исследования реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД), а также фиксируют изменение дебита реагирующей скважины. Такие исследования методом КВД или КСД, а также фиксацию дебита осуществляют либо с момента запуска скважины в эксплуатацию, либо после запуска по истечение определенного времени, но до проведения гидропрослушивания и получения фактической кривой. Исследования методом КВД проводят при остановке скважины после ее отработки, а исследования методом КСД проводят после запуска скважины в работу после ее остановки. Данные КВД или КСД используют для получения параметров работы скважин и описания последующих этапов ее работы для описания фактических данных модельной кривой при проведении гидропрослушивания. Модельная кривая строится с использованием исторических данных замера дебита на реагирующей скважине и с использованием результатов ранее проведенных исследований реагирующей скважины методом кривой восстановления давления (КВД) или кривой стабилизации давления (КСД) (проницаемость дренируемого интервала, рабочие длины стволов, скин-фактор). Исторические данные могут включать в себя все необходимые сведения о реагирующей скважине, полученные с момента введения ее в эксплуатацию до проведения гидропрослушивания при осуществлении предложенного способа. Модельная кривая (модель забойного давления) описывает изменение забойного давления в зависимости от дебитов реагирующей скважины, т.е. результат работы самой скважины. Модельная кривая учитывает темпы падения давления вследствие разработки залежи и изменения давления, которые связаны с изменением дебита реагирующей скважины (темпы изменения дебитов самой реагирующей скважины). Модельная кривая может быть построена с использованием специального программного обеспечения, например, гидродинамического симулятора (например, ПО Kappa Saphir).
Модельная кривая на период проведения исследований методом гидропрослушивания строится аналогичным образом, как и для описания КВД/КСД. Для этого данные по фактическому давлению реагирующей скважины при гидропрослушивании приводятся на глубину замера предыдущих исследований и подгружаются в одну кривую записи давления, которая включает и КВД/КСД, и текущие данные по давлению при гидропрослушивании. Далее, подгружают в гидродинамический симулятор данные по длительной истории выбранной реагирующей скважины, включающие и КВД и данные при гидропрослушивании, подгружаются фактические дебиты работы реагирующей скважины. Далее, производится настройка параметров работы скважины на диагностическом графике КВД/КСД в билогарифмических координатах до наилучшего соответствия модельной кривой фактическим данным (фиг. 6).
Далее, с этими определенными параметрами работы реагирующей скважины в зависимости от ее дебитов модельная кривая достраивается на период работы скважины после КВД/КСД, включая период проведения гидропрослушивания (фиг. 7).
На данном этапе осуществляют дифференциацию отклика на работающей реагирующей скважине в период проведения гидропрослушивания. Дифференциация отклика осуществляется следующим образом. На фактическое забойное давление (на фактическую кривую) настраивается (накладывается) модельная кривая (фиг. 1). Вычитают модельную кривую из фактических данных, т.е. осуществляют вычитание значений давления в каждой точке (или в части точек) модельной кривой из соответствующих точек фактической кривой. Вычитание могут осуществлять с использованием зависимости:
, где
P(t) - значения фактически измеренных давлений;
P(q) - значения ранее измеренных давлений (исторические данные).
В результате получают линию, лишенную кривизны, обусловленной темпом падения давления, т.е. получают раскодированный сигнал гидропрослушивания, который содержит в себе отклик на возмущение (и возможно другие шумы, которые могли вносить соседние скважины, фиг. 2). Шумы от соседних скважин имеют рисунок, отличный от сигнала, который задавался на возмущающей скважине, поэтому отклик на возмущение становится легко различим. Таким образом, получается очищенная от посторонних шумов кривая изменения откликов давления. Полученный отклик сопоставляется с данными циклов возмущающей скважины (фиг. 3).
Вычитание из исходного забойного давления реагирующей скважины давления, соответствующего изменениям дебита и работе самой реагирующей скважины, а также получение количественных характеристик могут осуществлять с помощью специального программного обеспечения, например, в гидродинамическом симуляторе Kappa Saphir, или с помощью стандартных функций MS Office Excel.
Далее проводят интерпретацию отклика кривой, полученной при помощи дифференциации, с целью получения количественных характеристик межскважинных интервалов пласта - гидропроводности и пьезопроводности. Интерпретацию осуществляют путем анализа изменения отклика давления в соответствии с периодами запуска/остановки/изменения режимов работы возмущающей скважины (фиг. 4).
Далее, получив количественные результаты фильтрационно-емкостных параметров межскважинных интервалов, дренируемых возмущающей и реагирующей скважин, производится сравнение этих результатов с данными по односкважинным гидродинамическим исследованиям (ГДИС методом КВД), (фиг. 5). При выявлении повышенной гидропроводности, по сравнению с односкважинными ГДИС, можно сделать вывод о наличии высокопроницаемого канала между скважинами (например, разлома). При получении низких связанных мощностей между скважинами можно сделать вывод о наличии амплитудного разлома между скважинами или выклинивания. Возможно получение различных выводов при анализе количественных результатов, полученных с помощью способа дифференциации отклика при проведении гидропрослушивания.
Результаты, полученные с помощью данного способа, хорошо согласуются с результатами трассерных исследований, проводимых на этих же группах скважин.
Таким образом, данное техническое решение позволяет получить количественную оценку фильтрационно-емкостных свойств межскважинных интервалов пласта, не теряя при этом в добыче нефти за счет постоянной работы реагирующих скважин в обычном режиме.
Пример (фиг.6-9).
В 2017 году было проведено исследование скважины методом КВД. КВД была проинтерпретирована и получены параметры скважины и ФЕС пласта.
Далее в 2019 году на скважине произвели исследования методом гидропрослушивания без остановки фонда скважин. Выбранная скважина выступала в качестве реагирующей и на ней было записано забойное давление. С помощью гидродинамического симулятора с учетом значений забойного давления была получена модельная кривая изменения забойного давления.
Кроме того, условием проведения гидродинамических исследований является замер дебита на всех реагирующих скважинах в период проведения гидродинамических исследований.
Далее, с учетом построения модельной кривой в гидродинамическом симуляторе загружали фактическое забойное давление (фактическую кривую) к историческим данным по КВД выбранной скважины (полученным в 2017 году при исследовании методом КВД). Загружали дебиты за всю историю работы скважины и запускали модель на расчет с теми же параметрами, которые были получены при КВД.
Дополнительно к КВД при необходимости можно задавать ограниченную область дренирования для адаптации темпов падения давления на выбранной скважине.
В результате получалось фактически замеренное давление (фактическая кривая) и модельная кривая, которая учитывает темпы падения давления и изменения дебитов выбранной реагирующей скважины (фиг. 6-8).
Далее проводили очищение отклика по методике дифференциации отклика, и в результате получили кривую, которую анализировали на предмет наличия отклика (фиг. 9).
Изначально вычитание модельной кривой из фактической кривой производилось вручную. Для этого каждой точке фактических данных сопоставлялась точка модельной кривой, и происходило вычитание модели из факта для каждой точки. Для упрощения способа, удобства, повышения быстродействия и точности получения данных, вычитание стали осуществлять с помощью специализированного программного обеспечения (например, ПО Kappa Saphir).
Для этого модельная кривая с помощью функции Дизайн (Test Design) отстраивалась как самостоятельная кривая (фиг. 8). И далее, эта самостоятельная кривая с помощью функции «Разность (Difference)» вычиталась из фактической кривой. Использование программного обеспечения позволило отстроить модельную кривую с любой удобной частотой точек.
После дифференциации стали видны тренды по смене давления, которые соответствуют по длительности возмущениям, создаваемым на возмущающей скважине (фиг. 9).
Эти смены тренда были проинтерпретированы как отклики с помощью модуля гидропрослушивания в ПО Kappa Saphir. Но нужно отметить, что на этапе тестирования методики интерпретация проводилась не только в специализированном ПО, но и вручную, с помощью известных аналитических методик. Но, т.к. ограничением у этих аналитических методик является то, что все они созданы в основном для вертикальных скважин, а современное ПО с помощью численного моделирования позволяет учесть фактическую геометрию скважин, то вся интерпретация теперь проводится с помощью специального ПО.
Далее описан фактический пример проведения исследований и проведения интерпретации.
План работ по проведению ГДИС методом гидропрослушивания (ГДП) на парах скважин №Х1-Х2.
Провести депарафинизацию лифта насосно-компрессорной трубы (НКТ) скважины Х2.
1. Остановка возмущающей скважины Х1 на КВД длительностью 4 суток. При этом проводить выгрузку с забойного датчика скважины Х1.
2. После получения отклика на скважине Х2 (но не менее, чем через 4 суток) запустить скважину Х1 в работу.
3. Направить выгрузку с датчиков скважины Х2 на интерпретацию.
Сценарий ГДП.
На скважине Х1 генерируют импульс с остановкой на 4 суток и последующим запуском скважины Х1 для оценки гидродинамической связи со скважиной Х2. Реагирующая скважина Х2 во время исследования работает на стабильном режиме.
Для создания дизайна исследования (фиг. 10) использовались данные по КВД скважин Х1 и Х2. При этом по КВД скважины Х1 была получена проницаемость межскважинного пространства 80 мД, а для скважины Х2 по КВД была получена проницаемость 205 мД. При создании дизайна с целью обрисовки периода получения отклика на реагирующей скважине использовались данные по ФЕС скважины Х1 - 80 мД.
Данные о работе возмущающей скважины:
Скважина
Дебит нефти, м<sup>3</sup>/сут
Дебит газа, м<sup>3</sup>/сут
Период
Х1
0
0
4 сут.
Х1
330
262000
5 сут.
Интерпретация исследования.
За период проведения исследования на реагирующей скважине Х2 был зафиксирован отклик. По скважине Х2 рассмотрены данные в период 18.04.2019 - 14.05.2019г. с целью интерпретации гидропрослушивания. Для построения модельной кривой использовались данные по КВД от марта 2017 года и история по дебитам за весь период работы скважины (фиг. 11).
КВД от марта 2017 года настроена с параметрами работы скважины и ограниченным контуром питания, которые использовались для описания последующей записи давления в период проведения гидропрослушивания в апреле - мае 2019 года (фиг. 12 - интерпретация КВД от марта 2017г.).
Настройка модельной кривой на участок записи фактического забойного давления в период проведения гидропрослушивания (фиг. 13).
Далее, с помощью функции Тест дизайн модельная кривая отстраивается как самостоятельная кривая (фиг. 14).
Далее, самостоятельная модельная кривая вычитается из фактической кривой и получается дифференцированная кривая (фиг. 15).
Затем проводят настройку гидропрослушивания в гидродинамическом симуляторе Kappa Saphir между скважинами Х1 и Х2.
На фиг. 16 показана интерпретация данных по скважине Х2, где зеленая кривая - обработанное давление после дифференциации отклика, а красная кривая - результат интерпретации ГДП. По результатам гидропрослушивания получены повышенные значения гидропроводности и пьезопроводности. Вероятно, часть пути отклик прошел по разлому, проводимость которого выше, чем проводимость пласта.
2
Средние параметры межскважинного интервала в области дренирования между скважинами Х1 и Х2 имеют следующие значения: гидропроводности - 9080 мД*м/Сп и пьезопроводности - 0.56 м/сек.
2
По результатам обработки интервала получена гидропроводность межскважинного интервала - 13185 мД*м/Сп, а пьезопроводность - 0.67 м/сек. Из полученных результатов видно, что гидропроводность и пьезопроводность выше средних параметров межскважинного интервала скважин Х1 и Х2. Это говорит о том, что между скважинами, вероятно, проходит разлом, ФЕС которого выше ФЕС пласта. Месторождение, на котором проводились исследования, разломное, с большим количеством разломов, различных по амплитуде смещения и проводимости.
Результаты интерпретации ГПД Х1-Х2 приведены ниже в таблице.
Таким образом, благодаря реализации предложенного способа обеспечивается возможность получения важной информации о состоянии разрабатываемых пластов без остановки реагирующих скважин, следовательно, без потерь по добыче.