[1]Область техники, к которой относится изобретение
[2]Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к системе определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении.
[4]В Российской Федерации с 1994 года происходит неуклонное снижение воспроизводства запасов нефти, их структурное изменение в сторону снижения запасов активной нефти и повышения доли тяжелых (трудноизвлекаемых) запасов нефти.
[5]Поэтому доля трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти в общем балансе возросла по стране до 55%, а по ряду нефтедобывающих компаний до 60-80%.
[6]Для дальнейшего развития нефтедобычи и нефтяной промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан вводятся в разработку ранее законсервированные и малоразрабатываемые залежи и месторождения с ТИЗ. Из нефтяных месторождений Урало-Поволжья с начала разработки отобрано около 77% начальных извлекаемых запасов. В Татарстане отобрано уже 92,9% активных запасов и 45,4% трудноизвлекаемых запасов. В накопленном объеме доля активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых - 19,8%. К трудноизвлекаемым запасам нефти отнесены запасы в залежах, которые при естественном режиме и традиционных способах заводнения вырабатываются весьма низкими темпами отбора нефти, конечный коэффициент которого не превышает 0,1…0,25 от геологических запасов. ТИЗ приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. Эти коллекторы характеризуются значениями низкой проницаемости, наличием глинистых включений и, соответственно, низкой гидропроводностью. Сложность проблемы обостряется и тем, что сохранению коллекторских свойств своевременно не уделялось достаточного внимания, так как эти горизонты являлись промежуточными и были приурочены к верхней части разреза до глубины 1200-1450 м. Очень часто это дополняется высокими реологическими свойствами нефти, насыщающей эти породы, высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и других включений, повышающих вязкость нефти. К залежам ТИЗ можно отнести и высоковыработанные пласты, где в процессе эксплуатации происходило окисление нефти из-за воздействия техногенных факторов, например системы поддержания пластового давления (ППД). Как правило, эти скважины низкодебитные с величинами дебитов менее 10 т/сут, чаще всего 4-6 т/сут. Низкие дебиты скважин определяются в том числе состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП).
[7]В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные способы исследования являются весьма затратными для рассматриваемой группы месторождений и скважин с ТИЗ, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, а то и месяцами.
[8]Проблема оптимизации начальных дебитов осложняется тем, что проводятся дополнительные способы воздействия одновременно с вводом скважины. Эти проблемы связаны и с тем, что стремление повысить начальные дебиты на 1-2 тонны в некоторых случаях приводит к обратному эффекту: снижению дебита и преждевременному обводнению и, следовательно, к потерям запасов нефти в реальных пластах при их разработке. Успешность проводимых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в НГДУ «Ямашнефть» в целом составляет 82%. Причем из 11 технологий, которые были проведены на скважинах в 2013 году, на 100% успешны только 4 (см. фиг. 1). Такие показатели могут объясняться следующими причинами:
[9]1) недостаточная изученность параметров призабойной зоны скважин;
[10]2) как следствие отсутствие возможности правильного подбора метода.
[11]В связи с этим актуальной задачей является разработка способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта.
[12]Из уровня техники известен комплекс для освоения и исследования скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением автономной и дистанционной аппаратурой (Осадчий В.М. НТВ «Каротажник», 2004, №10-11б, с. 260-273).
[13]Недостатком комплекса является то, что установка автономной геофизической аппаратуры в НКТ на определенной глубине и подъем ее после свабирования не обеспечивает возможность оперативного определения гидродинамических параметров призабойной зоны скважины и принятия решения о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта.
[14]Наиболее близкой по технической сущности и техническому результату к заявленному изобретению является система для осуществления способа освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (RU 2341653 С1, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.12.2008. Авторы: Зарипов Ринат Раисович, Хакимов Виктор Салимович, Адиев Айрат Радикович. Патентообладатель: Открытое акционерное общество НПФ «Геофизика»), включающая в себя средства для герметичного перекрытия интервала испытания от остальной части ствола скважины пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), средства для опускания в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, средства обеспечения информационного сопровождения технологических параметров и комплексный скважинный прибор выше пакера в НКТ, при этом прибор осуществляет оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования и обеспечивает передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному по колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта средства снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационно-управляющего сопровождения технологических параметров свабирования, средства осуществления изоляции полости НТК от пласта посредством электромеханического пакера и регистрации изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени и определения характеристики пласта.
[15]Однако в данном решении не раскрывается возможность использования данной системы при освоении скважины, а также не раскрыты критерии, при которых производится остановка освоения скважины.
[16]Раскрытие изобретения
[17]Для преодоления проблем уровня техники предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, включающего в себя этапы, на которых:
[18]- при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового;
[19]- осуществляют измерение кривой восстановления уровня;
[20]- измеряют следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (НК, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
[21]- на основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор;
[22]- если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
[23]- если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта,
[24]причем для реализации этапа снижения давления в скважине используется процесс создания депрессии для вызова притока во время освоения скважины;
[25]при этом система содержит:
[26]средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового;
[27]эхолот для измерения кривой восстановления уровня;
[28]пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения;
[29]средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения;
[30]средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП);
[31]средство измерения нефтенасыщенной толщины;
[32]средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости;
[33]средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м);
[34]средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м);
[35]средство измерения времени восстановления уровня (t, час);
[36]средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3);
[37]проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
[38]средство вычисления скин-фактора;
[39]средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины,
[40]при этом система выполнена с возможностью:
[41]- если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
[42]- если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта,
[43]причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине.
[44]Целью данного изобретения является предоставление системы оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин с трудноизвлекаемыми запасами как в процессе текущей эксплуатации, так и для оптимизации затрат по вызову притока скважин, выходящих из бурения и капитального ремонта.
[45]Обеспечиваемый технический результат заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижение затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины при использовании предложенной системы.
[46]Краткое описание чертежей
[47]Фиг. 1 показывает инвестиционную успешность по повышению нефтеотдачи пластов за 2013 год.
[48]Фиг. 2 показывает распределение давления в продуктивном пласте в условиях проявления скин-эффекта.
[49]Фиг. 3 показывает график начального цикла свабирования скважины.
[50]Фиг. 4 показывает таблицу, описывающую модель расчета характеристик призабойной зоны пласта.
[51]Фиг. 5 показывает модель расчета характеристик пласта.
[52]Фиг. 6 показывает примерную схему расположения элементов предложенной системы.
[53]Фиг. 7,а показывает традиционную схему освоения скважины.
[54]Фиг. 7,б показывает предложенную схему освоения скважины.
[55]Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
[56]Проблема нефтеизвлечения в условиях низких коллекторских свойств осложняется невысоким качеством первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также отсутствием жидкостей глушения надлежащего качества при капитальном и текущем ремонте скважин. Глушение необходимо проводить в соответствии с природоохранными требованиями из-за наличия сероводородного газа в продукции скважин. Это также приводит к существенному ухудшению коллекторских свойств, вплоть до полного закупоривания призабойной зоны пласта.
[57]В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические, экспериментальные и аналитические исследования для разработки технологических решений и разработки способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта с целью получения дополнительной добычи без дополнительных капитальных вложений (инвестиций) для скважин с дебитами менее 10 т/сут.
[58]Для решения этой проблемы на основе прослеживания уровней в период откачки и стоянки на притоке, что является весьма характерным для скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти с дебитами, не превышающими 10 м3/сут, предлагается определить следующие параметры:
[59]1) текущий и потенциальный дебиты;
[60]2) текущее состояние ПЗС;
[61]3) на основе пунктов 1 и 2 оптимизировать процесс освоения и принять решение на производство обработки ПЗС;
[62]4) время пребывания скважины в стадии освоения;
[63]5) как следствие, затраты на освоение, которые в настоящее время могут превысить и стоимость бурения скважин.
[64]Во время процесса освоения ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, его качеством, плотностью и его уровнем в скважине во времени. Отслеживание и изучение этого процесса непосредственно на скважине при освоении безо всякого сомнения характеризует фильтрационные свойства ПЗС.
[65]Рассмотрим на примере скважины 1 (см. фиг. 2, здесь используются следующие обозначения: 1 - зона проявления скин-эффекта, или загрязненная зона; 2 - ствол скважины; 3 - статическое пластовое давление; 4 - давление в пласте; 5 - забойное динамическое давление; ΔPs - падение давления в загрязненной зоне («скиновое давление») динамику изменения состояния ПЗС в процессе освоения методом периодической откачки жидкости и восстановления уровней. Один из циклов снижения и восстановления уровней представлен на фиг. 3.
[66]По приведенному циклу освоения (фиг. 3, б) можно охарактеризовать ПЗС, для оптимизации процесса освоения и снижения затрат на его производство необходимо проводить оперативный контроль состояния ПЗС непосредственно в процессе вызова притока. В настоящее время это не производится. Следовательно, вторичное вскрытие пласта и освоение скважины должны быть выполнены таким образом, чтобы ввести в эксплуатацию скважины, по своим характеристикам близке к гидродинамически совершенным. Т.е. потери давления притока в ПЗС должны быть минимальными, а скин-фактор - равным нулю или меньше. Поэтому чрезмерная интенсификация притока без учета состояния ПЗС может приводить к осложнениям в процессе освоения, увеличить сроки освоения и, соответственно, финансовые затраты, в некоторых случаях соизмеримые со стоимостью скважины, что нередко для разрабатывающих залежи с ТЗН.
[67]В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой восстановления давления (КВД), обрабатываются в основном двумя способами: по методу Хорнера (преимущественно) и по методу Минеева.
[68]Введя очень большое количество предварительных данных (коэффициенты упругости породы, нефти, воды, коэффициент пористости, вязкости и ряд других параметров, которые могут быть определены с использованием достаточно большого количества статистического материала, характеризующих залежь в целом, но не характеризующих ПЗП отдельной скважины), можно получить минимум выходных данных.
[69]Алгоритм экспресс-определения, положенный в основу работы системы, предложенной в рамках данного изобретения, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, введя при этом гораздо меньшее количество предварительных данных, таких как:
[70]- плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, г/см3;
[71]- вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, сП;
[72]- нефтенасыщенная толщина, см;
[73]- конечная отметка последнего цикла освоения, м;
[74]- отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;
[75]- начальная отметка следующего цикла освоения, м;
[76]- время восстановления уровня, час;
[77]- объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;
[78]- проницаемость удаленной зоны пласта, Д.
[79]В качестве модели определения параметров призабойной зоны пласта используется метод касательной.
[80]Данные уровней, полученные при свабировании, пересчитываются в давления для возможности построения графика кривой восстановления в координатах ΔP(t)-lg(t). Рассмотрим разработанный алгоритм уточненного расчета технологических параметров по рекуррентным соотношениям, в т.ч. при изменяющемся от цикла к циклу погружении сваба под уровень жидкости, а также способ учета притока продукции из пласта в скважину при расчете фактической производительности подъема жидкости свабом. Предложенный способ может рассматриваться в качестве базы для грамотного подбора оборудования и выбора оптимальных технологических режимов при свабировании скважин различных категорий.
[81]Для подсчета характеристик призабойной зоны пласта скважин используется следующий алгоритм, который позволяет производить автоматический расчет на основе следующих входных (измеренных) параметров:
[82]1) плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, кг/см3;
[83]2) вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, сП;
[84]3) нефтенасыщенная толщина, см;
[85]4) конечная отметка последнего цикла освоения, м;
[86]5) отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;
[87]6) начальная отметка следующего цикла освоения, м;
[88]7) время восстановления уровня, час;
[89]8) объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;
[90]9) проницаемость удаленной зоны пласта, Д.
[91]При введении этих данных программа рассчитывает:
[92]1) дебит жидкости, м3/сут;
[93]2) пьезопроводность призабойной зоны пласта;
[94]3) пьезопроводность удаленной зоны пласта;
[95]4) гидропроводность призабойной зоны пласта, Д⋅см/сП;
[96]5) гидропроводность удаленной зоны пласта, Д⋅см/сП;
[97]6) радиус загрязненной зоны, см;
[99]8) скиновое давление, ат;
[100]9) продуктивность, м3/сут/ат.
[101]На фиг. 4 представлена таблица 1, которая описывает модель расчета характеристик призабойной зоны пласта. В таблицу вводятся данные о разрабатываемом горизонте, интервал перфорации и дата проводимого цикла освоения. Далее указываются следующие параметры по скважине:
[102]1) плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения: ρ, кг/см3;
[103]2) вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения: μ, сП;
[104]3) нефтенасыщенная толщина: h, см;
[105]4) конечная отметка цикла откачки жидкости: HК, м;
[106]5) отметка уровня при восстановлении уровня через час: H1, м;
[107]6) начальная отметка следующего цикла освоения: НН, м;
[108]7) время восстановления уровня: t, час;
[109]8) объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения: V1, м3;
[110]9) проницаемость удаленной зоны пласта: k, Д.
[111]Для расчета характеристик пласта используется модель, представленная на фиг. 5, где изображена схематическая модель процесса освоения на примере 2-х циклов. Для расчета ФЕС первый час восстановления уровня притока не подходит, т.к. возможно искажение результатов. Поэтому в дальнейшем основным объектом нашего внимания для определения характеристик ПЗП скважин будет кривая восстановления уровня после первого часа, представленная на чертеже отрезком Н1НН.
[112]При этом для оценки параметров скважины используются следующие формулы.
[113]1. Приток к скважине за первый час:
[114]
[115]2. Высота восстановления уровня:
[116]
[117]3. Объем вмещающей в себя жидкости НКТ:
[118]
[119]4. Разница между вмещающим объемом НКТ и объемом извлекаемой жидкости:
[120]
[121]5. Дебит извлекаемой жидкости:
[122]
[123]6. Гидропроводность удаленной зоны пласта:
[124]
[125]7. Гидропроводность призабойной зоны пласта:
[126]
[127]где tgϕ - угол наклона кривой восстановления уровня:
[128]
[129]где ΔP - давление, возникающее при восстановлении уровня:
[130]
[131]ρН - плотность откачиваемой нефти, кг/м3;
[132]Δt - время восстановления уровня за исключением первого часа притока жидкости:
[133]
[134]8. Проницаемость призабойной зоны пласта:
[135]
[136]9. Пьезопроводность удаленной зоны пласта:
[137]
[138]где m - пористость породы эксплуатируемого пласта, доли ед; βв - коэффициент сжимаемости воды; βп - коэффициент сжимаемости породы;
[139]10. Пьезопроводность призабойной зоны пласта:
[140]
[142]
[143]где rс - радиус скважины, м; rs - радиус загрязнения призабойной зоны пласта, м:
[144]
[145]где Т - время, соответствующее пересечению прямолинейных участков
[146]
[147]кривой восстановления уровня;
[148]12. Скиновый перепад давления:
[149]
[150]В результате полученных данных делается вывод о состоянии призабойной зоны скважины после проведения какого-либо метода увеличения нефтеотдачи пласта. В случае получения «положительных» (скин-фактор отрицательный) данных принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. В случае получения «отрицательных» (скин-фактор положительный) данных принимается решение о прекращении (приостановке) применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
[151]Одновременно с этим предложенный алгоритм исследования оказывает существенное влияние на простой скважины. Проведение замеров во время освоения сокращает простой скважины примерно на 15 суток, что сокращает потери нефти при проведении ГДИ.
[152]В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные способы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
[153]Предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.
[154]В рамках настоящего изобретения была предложена соответствующая система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, реализующая описанный выше способ.
[155]Для получения необходимых данных и дальнейших расчетов характеристик пласта предлагается устанавливать на скважинах автоматизированную установку, осуществляющую измерения (фиг. 4).
[156]На устье скважины устанавливается оборудование (фиг. 6) в виде двух автоматизированных устройств: эхолот (6), предназначенный для измерения уровней, проботборник (5) и средство для замеров объема извлекаемой жидкости (7). Предпочтительно замеры производятся с частотой не менее 10 минут для получения более точных конечных данных. Все полученные данные автоматически передаются в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС). Значения плотности и вязкости усредняются за период восстановления уровня после первого часа.
[157]Таким образом, предложенная система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин содержит: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; средство измерения кривой восстановления уровня; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом система выполнена с возможностью осуществления этапов способа, на которых, если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, а если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
[158]Таким образом, в настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные методы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
[159]В рамках данного изобретения предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.
[160]В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях КВУ/КВД, обрабатываются в основном двумя способами - методом Хорнера (преимущественно) и методом Минеева. При этом используемая схема освоения скважины на данный момент представлена на фиг. 7.
[161]Экспресс-метод, разработанный автором, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, сократив сроки исследования скважины. В данном случае используется схема освоения представленная на фиг. 8.
[162]Предложенная система позволяет детально изучать состояние призабойной зоны любой малодебитной скважины, оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин и ее стимуляции, снижать затраты за счет сокращения сроков освоения до 10% от стоимости скважины.
[163]Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.
