способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин

Формула изобретения

Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках скважины с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений, отличающийся тем, что 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин.

Известен способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий размещение контрольно-измерительных приборов на конце колонны гибких труб, внутри которых пропущен геофизический кабель, проталкивание гибких труб в горизонтальный ствол скважины, закачку по полости гибких труб жидкости или газа и проведение исследований (Осадчий В.М., Телешков В.М. Состояние и перспективы развития технологии исследования горизонтальных скважин при испытании и эксплуатации/Научно-технический вестник “Каротажник”. 2001, с.107-19).

Недостатком способа является сложность возбуждения скважины в процессе исследований.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является 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 - прототип).

Известный способ не позволяет искусственно возбуждать скважину и выводить ее на установившийся режим работы, что снижает достоверность результатов и вызывает осложнения при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин.

Задачей изобретения является упрощение гидродинамических исследований горизонтальных скважин и повышение их достоверности.

Задача решается тем, что в способе гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающем возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений, согласно изобретению, 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.

Сущность изобретения

В настоящее время имеется широкий спектр средств и методов для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов в горизонтальных скважинах. При обработке данных, которые получаются при гидродинамических исследованиях скважин, возникает так называемая обратная задача фильтрации. Она может быть сформулирована как задача определения геометрических и фильтрационных характеристик пласта при известных изменениях давления и скорости фильтрации жидкости в некоторых точках пласта.

На основе методов регуляризации разработан вычислительный алгоритм для интерпретации кривых восстановления (падения) давления в горизонтальной скважине, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола. Он позволяет оценивать неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части горизонтальной скважины.

Для решения этой задачи используется следующий подход: минимизировать среднеквадратичное отклонение расчетных забойных давлений от наблюдаемых

где _i(t) - наблюдаемые; p_i(t) - вычисленные давления в местах расположения приборов в момент времени t;

N - количество установленных приборов;

k - коэффициент проницаемости;

- вязкость жидкости;

Т - время наблюдения за изменением давления.

Оценка k/ ищется в классе кусочно-постоянных функций. Минимизация среднеквадратичного отклонения J находится на основе методов оптимального управления. Распределение поля давлений в пласте, вскрытого горизонтальной скважиной, находится методом конечных разностей.

Однако существующие средства и методы сложны и недостаточно достоверны. Задачей изобретения является упрощение гидродинамических исследований горизонтальных скважин и повышение их достоверности.

Задача решается следующей совокупностью действий.

Перед проведением исследований в 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 перфорированный фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса из колонны насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства. Проводят возбуждение скважины штанговым насосом, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений.

Через щели в контейнерах и перфорированный фильтр внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство сообщаются в местах размещения глубинных приборов. Поступление скважинной жидкости на прием насоса происходит по колонне насосно-компрессорных труб и по межтрубному пространству.

Возбуждение скважины производят установленным насосом.

Сущность изобретения поясняется фиг.

На фиг. представлена горизонтальная часть скважины 1, в которую опущена колонна насосно-компрессорных труб 2 с насосом 3, фильтром 4 и контейнерами 5 с размещенными в них глубинными автономными приборами 6. Размещение на колонне насосно-компрессорных труб 2 контейнеров 5 и соответственно глубинных автономных приборов производят в соответствии с предположениями о проницаемости зон пласта, сделанных в соответствии с предварительными геофизическими исследованиями скважин. Фильтр представляет собой перфорированный участок трубы длиной 1,5 м. В качестве глубинных автономных приборов используют автономные манометры-термометры, например АМТ-06. В качестве насоса используют штанговый насос, например НГВ-43. Контейнеры представляют собой перфорированные участки трубы.

Пример конкретного выполнения

Выполняют гидродинамические исследования горизонтальной нефтедобывающей скважины №1947 Сиреневского месторождения.

Скважина имеет вертикальный участок длиной 1102 м и горизонтальный участок длиной 310 м. Горизонтальный участок скважины выполнен без обсадной колонны. В скважину опущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. В вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб размещен штанговый насос марки НГВ-43, соединенный колонной штанг со станком-качалкой на устье скважины. Ниже штангового насоса размещен фильтр, представляющий собой перфорированный участок трубы из колонны насосно-компрессорных труб длиной 1,5 м. На горизонтальном участке колонны насосно-компрессорных труб в трех местах устанавливают контейнеры, представляющие собой часть трубы из колонны насосно-компрессорных труб, на которой нарезаны щели. Внутри контейнеров размещены автономные глубинные приборы манометры-термометры типа АМТ-06. Контейнеры и приборы размещены на участках скважины с различной проницаемостью коллектора, первый на расстоянии 40 м, второй - 230 м и третий - 300 м от начала горизонтального участка скважины. Коллектор продуктивного пласта - пористо-трещинный. Средняя нефтенасыщенность - 0,66. Вязкость нефти в пластовых условиях - 30,6 мПа·с.

Запускают в работу глубинный насос и возбуждают скважину, выводят скважину на режим фильтрации в течение 15 сут. Дебит скважины составляет 8 м³/сут. Глубинные приборы постоянно проводят измерение давления и температуры. Останавливают скважину и поднимают колонну насосно-компрессорных труб на поверхность. Снимают показания скважинных приборов. Обрабатывают результаты измерений данных глубинными приборами согласно вычислительному алгоритму на режиме восстановления давления после остановки скважины. Строят кривую восстановления давления по результатам измерения данных скважинными приборами. На основании исходных данных рассчитывают серию кривых восстановления давления и методом последовательного приближения получают расчетную кривую со значениями давления, отличающимися от значений давления на кривой по измеренным данным не более чем на 10^-6. Для данной расчетной кривой определяют расчетную проницаемость и делят ее на вязкость нефти, получая подвижность пластового флюида в данной точке скважины. В результате определяют, что в зоне первого прибора подвижность пластового флюида равна 0,00274 мкм²/мПа·с, в зоне второго прибора - 0,00255 мкм²/мПа·с и в зоне третьего прибора - 0,00071 мкм²/мПа·с. На основании этих данных делают вывод о том, что в зонах 1 и 2 прибора, там, где подвижность высока, имеется высокопроницаемый коллектор, а в зоне 3 прибора, там, где подвижность мала - низкопроницаемый коллектор. Этот вывод подкрепляют данными термометрии. Учитывают температуру пластового флюида в начале выхода на режим и в конце выхода на режим работы скважины после запуска насоса. Определяют разность температур в конце и в начале выхода на режим. Устанавливают, что в зоне первого прибора разность температур равна 0,2°С, в зоне второго прибора равна 0,33°С и в зоне третьего прибора равна 0,03°С. Данные измерения температуры подтверждают вывод о проницаемости коллектора в этих зонах.

Применение предложенного способа позволит упростить гидродинамические исследования горизонтальных скважин и повысить их достоверность.