способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине

Формула изобретения

1. Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине, включающий доставку в окончание скважины хвостовика с набором пакеров и штуцеров, глубинного геофизического комплексного прибора на кабеле, закачку в скважину жидкости, содержащей термоконтрастирующие и нейтронноконтрастирующие вещества, и периодическое выполнение замеров на режимах: закачки, отбора продукции скважины и остановки, отличающийся тем, что закачку контрастной жидкости производят несколькими порциями, объемы которых составляют не менее внутреннего объема горизонтальной части ствола, поочередно подключая к работе разные, перекрытые пакерами, интервалы пласта путем управления открытием и закрытием пропускных штуцеров.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве контрастной жидкости используют нефть.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что движение контрастной жидкости по стволу при закачке отслеживают с помощью модулей гамма-каротажа, резистивиметра или термокондуктивного расходомера.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что потенциальные интервалы обводнения и интенсивности поглощения в пласт оценивают с помощью модулей гамма-каротажа, термометра и импульсного (или стационарного) нейтронного каротажа.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выполнении измерений во время закачки, остановки или вызова притока применяют распределенный оптоволоконный датчик теплового поля.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах (ГС).

Известны технологии проведения промыслово-геофизических исследований, включающие доставку в ствол скважины глубинного геофизического прибора и последующую регистрацию температуры и давления (например, заявки на изобретения РФ № 2004100732, 08.01.2004 или № 2005127125, 29.08.2005).

В случае исследований ГС этими способами невозможно оценить профиль распределения по стволу расходных фазовых параметров и выявить место преимущественного поступления воды в ствол, из-за того, что скважина имеет синусоидальную траекторию, компоненты продукции скважины расслаиваются в стволе под действием гравитации и ствол скважины заполняется неравномерно в зависимости от угла его наклона. Поэтому при исследовании ГС этими способами наблюдается несоответствие истинных и расходных профилей притока, что, в свою очередь, не позволяет проводить эффективные ремонтно-восстановительные работы в скважине.

Известен способ контроля продуктивности углеводородосодержащих интервалов (АС СССР № 1805213, 27.01.1989), при котором в скважину закачивают жидкость, содержащую термоконтрастирующие и нейтронноконтрастирующие вещества, с помощью которых по термическим и нейтронным аномалиям вдоль ствола скважины судят об обводненности и продуктивности пласта.

Однако эффективность данного способа в горизонтальной скважине является низкой. Это связано, во-первых, с невозможностью обеспечить равномерное поглощение закачиваемой жидкости из-за большой длины ствола, и, во-вторых, со сложностью в определении интервала времени, когда жидкость достигнет исследуемого интервала.

Указанный недостаток может быть устранен при применении способа одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной (патент РФ № 2350742, 21.05.2007). Данный способ является наиболее близким к предлагаемому и включает доставку в окончание скважины хвостовика с набором пакеров и пропускных штуцеров между ними, что способствует выравниванию профиля притока (поглощения). Однако качество выравнивания не всегда бывает удовлетворительным из-за невозможности непосредственной дистанционной (в процессе проведения работ на скважине) регулировки расхода и отсутствия оперативного контроля распределения притекающего (поглощаемого флюида) по длине хвостовика.

Задачей изобретения является повышение точности определения работающих интервалов и источников обводнения в условиях эксплуатации ГС.

Для решения указанной задачи предлагается способ, включающий доставку в окончание скважины хвостовика с набором, пакеров и штуцеров, глубинною геофизического комплексного прибора на кабеле, закачку в скважину жидкости, содержащей термоконтрастирующие и нейтронноконтрастирующие вещества, и периодическое выполнение замеров на режимах: закачки, отбора продукции скважины и остановки, при этом закачку контрастной жидкости производят несколькими порциями, объемы которых составляют не менее внутреннего объема горизонтальной части ствола, что обеспечивается за счет поочередной работы перекрытых пакерами интервалов пласта, управляемых путем открытия и закрытия пропускных штуцеров.

Предлагаемый способ имеет следующие дополнительные особенности.

1) В качестве контрастной жидкости вместо воды используют нефть, что дает возможность сохранить первоначальные свойства нефтенасыщенного коллектора и обеспечить более выраженный эффект выделения обводненных интервалов.

2) С целью последующей интерпретации учет движения контрастной жидкости по стволу при закачке отслеживают с помощью модулей гамма-каротажа, резистивиметра или термокондуктивного расходомера.

3) Потенциальные интервалы обводнения и интенсивности поглощения в пласт оценивают с помощью модулей гамма-каротажа, термометра и импульсного (или стационарного) нейтронного каротажа;

4) Для измерений при закачке, остановке или вызове притока вместо геофизического прибора на кабеле применяют распределенный оптоволоконный датчик теплового поля.

На представленных иллюстрациях показаны схемы работы по способам, выбранным в качестве аналогов и предлагаемого способа.

Фиг.1 иллюстрирует случай, когда в горизонтальном стволе, в который производится закачка контрастной жидкости, отсутствует специальное оборудование.

На схеме обозначены: 1 - насосно-компрессорные трубки, 2 - насос, 3 - ствол скважины, в который опущен хвостовик с фильтром, 4 - пласт, I - распределение контрольного геофизического параметра по длине ствола, свидетельствующее, что контрастная жидкость распределяется по стволу и поступает в пласт неравномерно.

Фиг.2 соответствует случаю, когда в окончание ствола скважины доставлен хвостовик с набором пакеров и штуцеров.

На схеме обозначены: 1 - насосно-компрессорные трубки, 2 - насос, 3 - ствол скважины, в который опущен хвостовик с фильтром, 4 - пласт, 5 - пакеры, разделяющие ствол скважины на секции, 6', 6'', 6''' - штуцеры (мандрели) соответственно первой, второй и третьей секций, находящиеся при технологическом режиме работы скважины в открытом положении, 7 - распределение контрольного геофизического параметра по длине горизонтального ствола.

Предварительной регулировкой открытия штуцеров достигают более равномерного распределения контрастной жидкости по длине ствола. Однако качество выравнивания неудовлетворительно из-за невозможности непосредственной дистанционной регулировки расхода и отсутствия оперативного контроля распределения флюида по длине хвостовика.

Степень выравнивания зависит от особенностей настройки мандрелей. Поскольку оперативный контроль распределения флюида по длине хвостовика отсутствует, выравнивание расхода также является неудовлетворительным, что иллюстрируется неравномерным по пластам распределением контрольного геофизического параметра (7 на фиг.2).

Фиг.3 иллюстрирует реализацию заявляемого способа.

На схеме обозначены: 1 - насосно-компрессорные трубки, 2 - насос, 3 - ствол скважины, в который опущен хвостовик с фильтром, 4 - пласт, 5 - пакеры, разделяющие ствол скважины на секции, 6', 6''' - мандрели первой и третьей секций, находящиеся при технологическом режиме работы скважины в закрытом положении, 6" - мандрели второй (средней) секции, 7 - система геофизических приборов на кабеле, 8-16 - распределение контрольных геофизических параметров по длине ствола.

В этом случае к работе поочередно подключают разные части пласта. Состояние мандрелей оперативно регулируют с поверхности по результатам геофизических измерений.

В данном примере ствол разделен на три секции. Мандрели первой и третьей секции (6',6''' на фиг.3) закрыты. Мандрели второй (средней) секции (6'' на фиг.3) открыты. Именно через них осуществляется сообщение пласта и ствола скважины. Дистанционный контроль движения констрастной жидкости осуществляют с помощью системы геофизических приборов на кабеле, размещаемых под приемом насоса (7 на фиг.3).

Таким образом, регулируя движение контрастной жидкости, обеспечивают необходимое качество ее выравнивания.

В качестве контрастной жидкости используют нефть, что повышает точность контроля движения контрастной жидкости с помощью геофизических приборов. Точность контроля увеличивается также, за счет того, что при каждом измерении работает только одна из мандрелей, а не все три одновременно.

Движение нефти при закачке отслеживается с помощью методов гамма-каротажа (для привязки к разрезу), резистивиметра или термокондуктивного расходомера.

Включение в комплекс методов геофизических исследований гамма каротажа связано с небходимостью детальной привязки к разрезу горизонтальной части ствола (кривая 8 на фиг.3).

Включение в комплекс геофизических исследований резистивиметра связано с необходимостью контролировать интервал движения контрастной жидкости в стволе. Контроль возможен из-за аномально низкой проводимости нефти по сравнению с другими заполнителями ствола и пластовыми флюидами (кривая 9 на фиг.3).

Включение в комплекс геофизических исследований термоанемометра связано с необходимостью контролировать интервал поступления контрастной жидкости в пласт (кривая 10 на фиг.3).

Потенциальные интервалы обводнения и интенсивности поглощения контрастной жидкости в пласт оценивают в остановленной скважине с помощью модулей гамма каротажа (для привязки к разрезу), термометра и импульсного (или стационарного) нейтронного каротажа.

Включение в комплекс геофизических исследований термометра и нейтронного каротажа связано с необходимостью контролировать работающие толщины пласта, поглотившие контрастную жидкость (кривые 11-15 и 16 на фиг.3).

Стандартная технология термических исследований предусматривает серию дискретных измерений, отличающихся временем, прошедшим после остановки скважины и режимом работы скважины. В примере практической реализации способа это фоновая термограмма (11), термограмма в процессе закачки (12), простаивающей после закачки скважине (13), в процессе отбора (14) и после прекращения отбора (15).

Эффективность данного метода термических исследований в условиях применения предлагаемого способа низка из-за слабого различия между термограммами вследствие малой продолжительности закачки (отбора). Поэтому для этой цели используют распределенный оптоволоконный датчик. Преимущество данного датчика в том, что температура может измеряться практически непрерывно, то есть с максимальной достоверностью.

В результате за счет обеспечения более равномерной работы ствола и контроля притока (поглощения) повышается точность определения работающих интервалов и источников обводнения в условиях эксплуатации ГС.

Техническая возможность проведения исследований в горизонтальном стволе и управления секциями по предлагаемому способу подтверждается работой способов, выбранных в качестве аналогов и прототипа.

Эффективность отсечения водоносных интервалов, обнаруженных путем поочередного подключения к работе разных частей пластов, разделенных секциями, подтверждена результатами цифрового гидродинамического моделирования.

На фиг.4 представлены геометрические особенности модели. На рисунке обозначены: 1 - ствол моделируемой эксплуатационной горизонтальной скважины, 2 - распределение коллекторов во вскрытом скважиной пласте (интенсивность цвета характеризует величину коэффициента пористости), I, II, III - интервалы поочередной раздельной закачки, оборудованные согласно заявляемому способу.

Фиг.5 иллюстрирует эффект отсечения водоносного интервала в подошве залежи. На данном рисунке: 1 и 2 - соответственно дебит жидкости и нефти при стандартном способе эксплуатации скважины, 1* и 2* - то же при отсечении интервалов, диагностированных, как водоносные. Видно, что в последнем случае производительность скважины падает во времени менее резко, повышается количество добытой нефти и снижается дебит жидкости.

При этом падает обводненность продукции. Этот факт иллюстрирует фиг.6, где 1 и 1* обводненности до и после интервалов притока воды.