способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Классы МПК: | E21B47/00 Исследование буровых скважин E21B47/06 измерение температуры или давления |
Автор(ы): | Шако Валерий Васильевич (RU), Пименов Вячеслав Павлович (RU), Кучук Фикри Джон (FR) |
Патентообладатель(и): | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2010-09-30 публикация патента:
10.09.2012 |
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин. В соответствии со способом определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины. Измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита. Для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину. Строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита. Из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют времена, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по приведенному математическому выражению. Из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов пластов по приведенному математическому выражению. 4 ил.
![способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, патент № 2460878](/images/patents/9/2460878/2460878-32.jpg)
![способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, патент № 2460878](/images/patents/9/2460878/2460878-33.jpg)
![способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, патент № 2460878](/images/patents/9/2460878/2460878-34.jpg)
![способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, патент № 2460878](/images/patents/9/2460878/2460878-35.jpg)
Формула изобретения
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, в соответствии с которым после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины, измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита, для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину, строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита, из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют времена, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по формуле:
где Yi+1 - относительный дебит (i+l)-го пласта, i=1, 2, , h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, h i+1 - мощность (i+l)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени, из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов si (i=1, 2,
) пластов по формуле
где s - скин-фактор i-го пласта,
=ln(re/rw), re - радиус внешней границы пласта, rw - радиус скважины,
d=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент,
0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, P (1) и P(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита,
Тd,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых залежей.
Известен способ определения относительного дебита продуктивных пластов по квазистационарным температурам потока, измеренным вдоль ствола скважины, описанный, например, в работе Череменский Г.А. Прикладная геотермия, Недра, 1977, стр.181. К недостаткам этого способа следует отнести малую точность определения относительного дебита пластов, обусловленную предположением о постоянной величине эффекта Джоуля-Томсона для различных пластов. На самом деле он зависит от величины пластовых давлений и от удельных дебитов пластов.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, значения скин-факторов отдельных продуктивных пластов).
Заявленный технический результат достигается тем, что после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины, измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита и для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину. Строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита. Из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют время, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по формуле:
где Yi+1 - относительный дебит (i+1)-го пласта, i=1, 2, , h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, h i+1 - мощность (i+1)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени. Из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов si (i=l,2,..) пластов по формуле
где si - скин-фактор i-го пласта, ,
=ln(re/rw), re - радиус внешней границы пласта, rw - радиус скважины,
d=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент,
0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Р (1) и Р(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита,
Td,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показано влияние продолжительности добычи на скорость изменения температуры после изменения дебита скважины; на фиг.2 показано изменение производной температуры притока флюидов из различных продуктивных пластов по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита скважины, и отмечены времена td,1 и td,2, когда данная величина выходит на постоянные значения (по этим величинам рассчитываются относительные дебиты пластов); на фиг.3 приведены зависимости температуры притока от времени и показано определение изменений температур притока Td,1 и
Тd,2 (к временам td,1 и td,2 ), по которым рассчитываются скин-факторы пластов для модели двухпластовой скважины; на фиг.4 для рассматриваемого примера приведена зависимость забойного давления от времени, прошедшего после изменения дебита скважины.
Предлагаемый в изобретении способ обработки результатов измерений основан на упрощенной модели процессов тепло- и массопереноса в продуктивном пласте и скважине. Рассмотрим результаты использования этой модели для обработки результатов измерения температуры Tin,i (t) флюидов, поступающих в скважину из двух продуктивных пластов.
В приближении быстрого установления давления в продуктивных пластах, скорость изменения температуры флюида, втекающего в скважину после изменения дебита, описывается формулой:
где 0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Р e - пластовое давление, P(1) и Р(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита, s - скин-фактор пласта,
=ln(re/rw), re - радиус дренажа (внешней границы пласта), rw - радиус скважины, t - время, отсчитываемое с момента изменения дебита скважины, tp - продолжительность добычи при давлении на забое скважины Р(1),
- относительная проницаемость околоскважинной зоны,
d=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью и профилем потока флюида по сравнению со свойствами пласта вдали от скважины, который определяется совокупностью факторов, таких как свойства перфорационных отверстий, распределением проницаемости в поврежденной зоне вокруг скважины и неполнотой вскрытия, t d(1)=t(1)·D и td(2)=t(2) ·D, D=(rd/rw)2-1 - безразмерный параметр, характеризующий размер околоскважинной зоны,
- характерные времена, определяемые удельными дебитами q(1) и q(2) - до и после изменения дебита,
, Q(1),(2), h и k - объемные дебиты, мощность и проницаемость пласта,
,
- пористость пласта,
c
- объемная теплоемкость флюида,
mcm - объемная теплоемкость матрицы горной породы,
µ - вязкость флюида.
Согласно формуле (1), при достаточно большой продолжительности tp добычи до изменения дебита ее влияние на динамику изменения температуры после изменения дебита стремиться к нулю. Оценим это влияние количественно. По порядку величины
0.7, rw
0.1 м, и для rd
0.3, q(2)=100 [м3/день]/3 м
4·10-4 м3/ с мы имеем: t (2)
0.03 часа, td(2)
0.25 часа. Если продолжительность t измерений составляет t
2÷3 часа (т.е. t>>t(2),td(2) и f(t,td(2))=1), можно оценить, какую относительную погрешность в величину производной (1) вносит конечная продолжительность добычи до начала измерений:
На фиг.1 приведены результаты расчета по формуле (3) для Ре=100 бар, P(1)=50 бар, P(2)=40 бар и tp=5, 10 и 30 дней. На фигуре видно, например, что если продолжительность добычи с постоянным дебитом была 10 и более дней, то в течение времени t=3 часа после изменения дебита влияние величины tp на скорость изменения температуры притока не превысит 6%. Существенно, что увеличение продолжительности t измерений приводит к пропорциональному увеличению необходимой продолжительности добычи с постоянным дебитом до проведения измерений для сохранения величины погрешности, вносимой величиной tp в величину производной (1).
Далее предполагается, что продолжительность добычи tp достаточно велика и формула (1) может быть записана в виде (ниже, для упрощения формул, принято, что td(2) td и q(2)
q):
Из формулы (4) видно, что при достаточно больших временах t>td, где
скорость изменения температуры со временем описывается очень простой зависимостью:
Численное моделирование процессов тепло- и массопереноса в продуктивных пластах и в добывающей скважине показывает (фиг.2), что время t=td можно выделить на графике зависимости от времени как начало участка постоянного значения логарифмической производной.
Если предположить, что размеры призабойных зон в различных пластах приблизительно равны (D1 D2), то по временам td,1 u t d,2, найденным для двух различных пластов, можно определить их относительные дебиты:
или
В общем случае относительные дебиты второго, третьего и т.д. пластов рассчитывают по формулам:
То есть в общем случае относительные дебиты Yi+1 пластов Yi+1=Qi+1 /(Q1+Q2+ +Qi+1), Qi+1 - дебит (i+1)-го пласта (i=1, 2,
) рассчитывают по формуле:
где h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, hi+1 - мощность (i+1)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени.
Формула (1) получена для случая цилиндрически симметричного потока в пласте и околоскважинной зоны, которая имеет внешний радиус rd. Характер распределения температуры в околоскважинной зоне отличается от распределения температуры вдали от скважины. После смены дебита это распределение температуры сносится потоком флюида в скважину, в результате чего характер зависимости Tin(t) при малых временах (после изменения дебита) отличается от зависимости Тin(t), наблюдаемой при больших (t>td) временах. Из формулы (7) видно, что с точностью до коэффициента объем добытого флюида, который требуется для перехода к новому характеру зависимости от времени температуры притекающего флюида Tin(t), определяется объемом околоскважинной зоны:
В случае проперфорированной скважины всегда имеется (независимо от распределения проницаемостей) околоскважинная зона, где характер распределения температуры отличается от распределения температуры в пласте вдали от скважины. Это область, где течение флюида не симметрично по отношению к оси скважины и размер этой области определяется длиной перфорационных каналов (Lp ):
Если предположить, что длины перфорационных каналов в различных продуктивных пластах приблизительно равны (Dp1 Dp2), то относительные дебиты пластов также определяются формулой (6). Формула (8) может быть уточнена путем введения численного коэффициента порядка 1.5-2.0, величина которого может быть определенна из сравнения с численными расчетами или с полевыми данными.
Для определения скин-фактора s пласта используется изменение Td температуры притекающего в скважину флюида за время от начала изменения дебита до момента времени t d:
Используя формулу (4), находим:
здесь Td - изменение температуры притока к времени t=td, (Р(1)-Р(2)) - установившаяся разность между прежним и новым забойным давлением, которое устанавливается в скважине спустя несколько часов после изменения дебита скважины. Поскольку соотношение (4) не учитывает влияние конечной скорости перестройки поля давления в пласте, в формулу (10) добавлен безразмерной коэффициент с (приблизительно равный единице), величина которого уточняется путем сравнения с результатами численного моделирования.
Согласно (10) значение скин-фактора s рассчитывается по формулам
где
То есть скин-фактор si (i=1,2, ) пластов рассчитывают по формуле
где si - скин-фактор i-го пласта, ,
=ln(re/rw), re - радиус дренажа, rw - радиус скважины,
d=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент.
0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Р (1) и P(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита,
Td,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.
Таким образом, определение профиля притока и скин-факторов продуктивных пластов по результатам измерения температуры притока из различных продуктивных пластов включает в себя следующие операции:
1. В течение продолжительного времени (от 5 до 30 дней в зависимости от планируемой продолжительности и требований к точности измерений) из скважины осуществляют добычу с постоянным дебитом.
2. Изменяют дебит скважины, при этом измеряют изменение забойного давления и температуры Tin,i(t) флюидов, поступающих в скважину из различных продуктивных пластов.
3. Рассчитывают производные от температур притока dTin,i /dlnt и строят соответствующие графики.
4. Из этих графиков находят величины td,i как времена, начиная с которых производные dTin,i/dlnt принимают постоянные значения, и по формуле (6) рассчитывают относительные дебиты пластов.
5. Из графиков Tin,i(t) находят величины изменения температур Td,i к временам td,i и из формулы (11) находят величины скин-факторов пластов.
Температура флюидов, втекающих в скважину из продуктивных пластов, может быть измерена с помощью, например, устройства, описанного в заявке WO 96/23957. Возможность определения профиля притока и скин-факторов продуктивных пластов с помощью предлагаемого способа проверялась на синтетических примерах, подготовленных с помощью численного симулятора добывающей скважины, который моделирует нестационарное поле давлений в системе скважина-пласты, неизотермическое течение сжимаемых флюидов в неоднородной пористой среде, смешение потоков в скважине и теплообмен скважина-пласт и т.д.
На Фиг.2-4 приведены результаты расчета для следующей модели двухпластовой скважины:
k1=100 мД, s1=0.5, h1=4 м;
k2 =500 мД, s2=7, h2=6 м.
Продолжительность добычи с дебитом Q1=300 м3/день tp =2000 часов; Q2=400 м3/день. Из Фиг.4 видно, что в рассматриваемом случае давление в скважине продолжает заметно изменяться даже через 24 часа. На Фиг.2 приведены графики производной температуры притока Тin,1 и Tin,2 от логарифма времени, прошедшего после изменения дебита скважины. На фигуре видно, что производные dT/dlnt выходят на постоянные значения соответственно при td,1=0.5 часа и td,2 =0.3 часа. По этим величинам находим относительный дебит верхнего пласта 0.72, что близко к истинному значению (0.77). Из графика зависимости температуры притока от времени (Фиг.3) по этим величинам находим Td,1=0.064К,
Тd,2=0,152К. При расчете скин-факторов пластов по формуле (11) по полученным значениям
Td,1, и
Td,2 расчетные значения скин-факторов при с=1.1 отличаются от истинных значений скин-факторов менее чем на 20%.
Класс E21B47/00 Исследование буровых скважин
Класс E21B47/06 измерение температуры или давления