способ исследования продуктивности наклонно направленной скважины, вскрывшей продуктивный пласт

Формула изобретения

1. Способ определения притока газа к наклонно-направленной скважине (ННС), заключающийся в том, что в диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ), установленном на газовой вертикальной скважине, используют диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия, открывают коренную задвижку фонтанной елки и запускают газовую вертикальную скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени, показания приборов регистрируют на носитель информации, закрывая коренную задвижку, газовую вертикальную скважину останавливают, в ДИКТ устанавливают диафрагму с большим диаметром калибровочного отверстия и вновь выводят газовую вертикальную скважину на установившийся режим, регистрируют результаты измерений на носитель информации и останавливают газовую вертикальную скважину, повторяют операции по числу имеющихся диафрагм с различными диаметрами, по данным промысловых исследований газовой вертикальной скважины на стационарных режимах фильтрации определяют линейный А и квадратичный В коэффициенты фильтрационных сопротивлений, пластовое Р_пл и забойное Р_з давления, характеристики продуктивности пласта, проводят оценку притока газа к скважине и ее продуктивности, на основании полученных результатов исследования газовой вертикальной скважины строят модель профиля ННС, который проецируют на вертикальную и горизонтальную оси, участок ННС, лежащий в пределах продуктивного пласта, условно делят на N равных по длине горизонтальных и вертикальных интервалов, определяют для заданного значения зенитного угла ННС длину горизонтальной l_Г и вертикальной l_В проекций ствола скважины как

l_Г =L sin

и

l_В=L cos соответственно,

где L - длина ствола эксплуатационной части ННС,

определяют линейный и квадратичный коэффициенты фильтрационных сопротивлений для i-го участка вертикальной проекции ствола скважины





где i=1, 2, N,

a, b - не зависящие от конструкции скважины множители, учитывающие влияние фильтрационно-емкостных свойств пласта и физико-химические свойства флюидов, определенные для газовой вертикальной скважины,

- эффективная толщина единичного вскрытого интервала вертикальной проекции ствола, К_пес - коэффициент песчанистости,

R_КВ - радиус контура дренирования газовой вертикальной скважины,

, где R_С - радиус ствола ННС,

определяют продуктивность каждого i-го участка вертикальной проекции скважины



определяют суммарную продуктивность ННС

.

2. Способ определения притока газа к наклонно-направленной скважине (ННС), заключающийся в том, что в диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ), установленном на газовой вертикальной скважине, используют диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия, открывают коренную задвижку фонтанной елки и запускают газовую вертикальную скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени, показания приборов регистрируют на носитель информации, закрывая коренную задвижку, газовую вертикальную скважину останавливают, в ДИКТ устанавливают диафрагму с большим диаметром калибровочного отверстия и вновь выводят газовую вертикальную скважину на установившийся режим, регистрируют результаты измерений на носитель информации и останавливают газовую вертикальную скважину, повторяют операции по числу имеющихся диафрагм с различными диаметрами, по данным промысловых исследований газовой вертикальной скважины на стационарных режимах фильтрации определяют линейный А и квадратичный В коэффициенты фильтрационных сопротивлений, пластовое Р_пл и забойное Р_з давления, характеристики продуктивности пласта, проводят оценку притока газа к скважине и ее продуктивности, на основании полученных результатов исследования газовой вертикальной скважины строят модель профиля ННС, которой проецируют на вертикальную и горизонтальную оси, участок ННС, лежащий в пределах продуктивного пласта, условно делят на N равных по длине горизонтальных и вертикальных интервалов, определяют для заданного значения зенитного угла ННС длину горизонтальной l_Г и вертикальной l_В проекций ствола скважины как

l_Г =L sin

и

l_В=L cos соответственно,

где L - длина ствола эксплуатационной части ННС,

определяют линейный и квадратичный коэффициенты фильтрационных сопротивлений для i-го участка горизонтальной проекции ствола скважины





где i=1, 2, N,

j=I, II - зоны дренирования газа;

h _ij - эффективная толщина на i-м участке j-й зоны дренирования;

- длина единичного вскрытого интервала,

R _кг - расстояние от оси горизонтальной скважины до ее контура питания,

, где R_С - радиус ствола ННС,

определяют продуктивность каждого интервала горизонтальной проекции ствола скважины



определяют суммарную продуктивность ННС

.

3. Способ определения критического зенитного угла наклонно-направленной скважины (ННС), заключающийся в том, что определяют суммарную продуктивность ННС способом по п.1 для различных значений зенитного угла, для которых также определяют суммарную продуктивность ННС способом по п.2 для различных значений зенитного угла, строят графики нормализованной зависимости продуктивности ННС, полученной путем замены ННС вертикальными и горизонтальными проекциями ствола скважины от величины зенитного угла, в качестве критического зенитного угла ННС принимают угол, соответствующий значению зенитного угла в точке пересечения упомянутых кривых.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что величину критического зенитного угла принимают равной 50°.

Описание изобретения к патенту

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин и добыче газа. Группа изобретений может найти применение при проведении геофизических и гидродинамических исследований и позволяет оценить продуктивность газовых скважин, вскрывших продуктивный изотропный пласт под заданным зенитным углом, и оптимизировать их конструкции.

Из уровня техники известен способ определения дебита нефтяной скважины (патент RU № 2354825 С2, Е21В 47/10, опубл. 10.05.2009). Известный способ включает отбор пробы нефти в заданном количестве, взятой в любом удобном месте из скважины. Отобранную пробу гомогенизируют до получения однородной по свойствам массы, затем определяют коэффициент вязкости этой пробы при соответствующих условиях: P=P₁, T=T ₁, P=P₂=P₁, T=T₂>T ₁ и Р=Р₃>Р₂, Т=Т₃=Т ₂, где P₁, Р₂, Р₃, T ₁, Т₂, Т₃ - значения величин давления Р и температуры Т в каждом из трех замеров вязкости данной пробы нефти. С помощью математических формул определяют параметры , , . Затем замеряют давление Р_L, Р₀ и температуру Т_L, Т₀ на уровнях перфорированных отверстий и определяют параметры коэффициентов вязкости по математическим формулам. Известный способ не раскрывает, каким образом можно определить профиль ствола скважины.

Известен способ определения положения ствола направленной скважины (патент RU № 2300631 С2, Е21В 47/022, опубл. 10.06.2007).

Известный способ определения положения ствола направленной скважины включает углубление скважины, циркуляцию бурового раствора, измерение гидростатического давления бурового раствора и определение зенитного угла ствола скважины. Согласно изобретению производят спуск бурильной колонны, выравнивают и измеряют среднюю плотность бурового раствора по стволу, измеряют гидростатическое давление в бурильных трубах глубинным манометром и в скважинах со значениями зенитного угла ствола скважины меньше и больше 90° определяют вертикальные и горизонтальные проекции и средние значения зенитного угла ствола скважины по заданным соотношениям. Недостаток известного способа состоит в том, что при определении зенитного угла ствола наклонно-направленной скважины не учитываются параметры «недовскрытой» части пласта, что не позволяет обеспечить достаточную точность при определении ее профиля.

Задачей предлагаемой группы изобретений является создание способа исследования притока газа к наклонно-направленной скважине с целью определения ее продуктивности, обеспечения оптимальной конструкции эксплуатационной части ствола наклонно-направленной скважины и ее профиля.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое решение, заключается в повышении точности оценки продуктивности наклонно-направленных скважин, вскрывших изотропный газовый пласт, при любых зенитных углах наклона их эксплуатационной части ствола.

Другой технический результат, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, заключается в обеспечении оптимизации конструкции наклонно-направленной скважины и ее профиля, т.е. в обеспечении выбора оптимальных значений длины, радиуса и зенитного угла наклона ствола в продуктивной части пласта.

Технический результат способа определения притока газа к наклонно-направленной скважине (ННС) достигается за счет того, что в диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ), установленном на газовой вертикальной скважине, используют диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. Затем открывают коренную задвижку фонтанной елки и запускают газовую вертикальную скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Показания приборов регистрируют на носитель информации. Закрывая коренную задвижку, газовую вертикальную скважину останавливают. Затем в ДИКТ устанавливают диафрагму с большим диаметром калибровочного отверстия и вновь выводят газовую вертикальную скважину на установившийся режим. Вновь регистрируют результаты измерений на носитель информации и останавливают газовую вертикальную скважину. Операции повторяют по числу имеющихся диафрагм с различными диаметрами. По данным промысловых исследований газовой вертикальной скважины на стационарных режимах фильтрации определяют линейный А и квадратичный В коэффициенты фильтрационных сопротивлений, пластовое Р_пл и забойное Р_з давления, характеристики продуктивности пласта. Проводят оценку притока газа к скважине и ее продуктивности. На основании полученных результатов исследования газовой вертикальной скважины строят модель профиля ННС, который проецируют на вертикальную и горизонтальную оси. Участок ННС, лежащий в пределах продуктивного пласта, условно делят на N равных по длине горизонтальных и вертикальных интервалов. Для заданного значения зенитного угла ННС определяют длину горизонтальной I_Г и вертикальной I_В проекций ствола скважины как

l _Г=L sin

и

l_В=L cos соответственно,

где L - длина ствола эксплуатационной части ННС. Затем определяют линейный и квадратичный коэффициенты фильтрационных сопротивлений для i-го участка вертикальной проекции ствола скважины

где i=1, 2, N,

а, b - не зависящие от конструкции скважины множители, учитывающие влияние фильтрационно-емкостных свойств пласта и физико-химические свойства флюидов, определенные для газовой вертикальной скважины,

- эффективная толщина единичного вскрытого интервала вертикальной проекции ствола, К_пес - коэффициент песчанистости,

R_кв - радиус контура дренирования газовой вертикальной скважины,

, где R_с - радиус ствола ННС.

Определяют продуктивность каждого i-го участка вертикальной проекции скважины

а затем определяют суммарную продуктивность ННС

.

Технический результат способа определения притока газа к наклонно-направленной скважине (ННС) (по второму варианту) достигается за счет того, что в диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ), установленном на газовой вертикальной скважине, используют диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия, открывают коренную задвижку фонтанной елки и запускают газовую вертикальную скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Показания приборов регистрируют на носитель информации. Закрывая коренную задвижку, газовую вертикальную скважину останавливают. В ДИКТ затем устанавливают диафрагму с большим диаметром калибровочного отверстия и вновь выводят газовую вертикальную скважину на установившийся режим. Затем регистрируют результаты измерений на носитель информации и останавливают газовую вертикальную скважину. Осуществляют повтор операций по числу имеющихся диафрагм с различными диаметрами. По данным промысловых исследований газовой вертикальной скважины на стационарных режимах фильтрации определяют линейный А и квадратичный В коэффициенты фильтрационных сопротивлений, пластовое Р _пл и забойное Р_з давления, характеристики продуктивности пласта. Затем проводят оценку притока газа к скважине и ее продуктивности. На основании полученных результатов исследования газовой вертикальной скважины строят модель профиля ННС, который проецируют на вертикальную и горизонтальную оси. Участок ННС, лежащий в пределах продуктивного пласта, условно делят на N равных по длине горизонтальных и вертикальных интервалов. Затем определяют для заданного значения зенитного угла ННС длину горизонтальной l_Г и вертикальной l_В проекций ствола скважины как

l _Г=L sin

и

l_В=L cos соответственно,

где L - длина ствола эксплуатационной части ННС. Определяют линейный и квадратичный коэффициенты фильтрационных сопротивлений для i-го участка горизонтальной проекции ствола скважины

где i=1, 2, N,

j=I, II - зоны дренирования газа (иллюстрация на фиг.1);

h_ij - эффективная толщина на i-м участке j-й зоны дренирования;

- длина единичного вскрытого интервала (см. фиг.1).

Затем определяют продуктивность каждого интервала горизонтальной проекции ствола скважины

а затем

определяют суммарную продуктивность ННС

.

Технический результат способа определения критического зенитного угла наклонно-направленной скважины достигается за счет того, что определяют суммарную продуктивность ННС способами определения притока газа к ННС по первому и второму вариантам для различных значений зенитного угла. Затем в одной и той же системе координат строят графики нормализованной зависимости продуктивности ННС, полученной путем замены ННС вертикальными и горизонтальными проекциями ствола скважины от величины зенитного угла. В качестве критического зенитного угла ННС принимают угол, соответствующий значению зенитного угла в точке пересечения упомянутых кривых.

Величину критического зенитного угла принимают равной 50°.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется технологическими схемами, представленными на фиг.1-4.

На фиг.1 представлена схема притока газа к стволу наклонно-направленной скважины радиусом R_с (м), длиной L (м), вскрывшей полосообразный пласт толщиной Н_пл (м) с зенитным углом наклона (град.). Расстояние от оси скважины до ее контура дренирования равно R_кг (м). Длина горизонтальной проекции вскрытой части равна I_г (м).

На фиг.2 представлена схема притока газа к стволу наклонно-направленной скважины радиусом R_с длиной L, расположенной в продуктивной толще с зенитным углом , вскрывшей пласт от кровли до некоторой глубины, при плоскорадиальном притоке флюида. Радиус контура дренирования равен R_кв (м). Толщина вскрытой части пласта равна I_в (м).

На фиг.3 представлен график выполаживания относительной погрешности вычисления продуктивности наклонно-направленной скважины от числа разбиений ствола (при некотором фиксированном зенитном угле ) на элементарные интервалы.

На фиг.4 представлен график нормализованных зависимостей функций продуктивности наклонно-направленной скважины от зенитного угла.

Предложенную группу изобретений можно реализовать следующим образом.

Бурение бокового ствола и проводка наклонно-направленной скважины (ННС) из пилотной вертикальной скважины (ВС), вскрывшей продуктивный изотропный пласт, или путем реконструкции эксплуатационной ВС требует предварительного исследования продуктивности Q (тыс. м³/сут) ВС. При этом под продуктивностью скважины понимают либо зависимость дебита от депрессии, либо объемный приток газа к стволу скважины в единицу времени. Исследование проводят с учетом заданной конструкции ННС (в предельном случае - вертикального или горизонтального ствола). Исходя из выбранной конструкции ННС, используемого на заданном месторождении бурового оборудования и инструментов, осуществляют следующий выбор: тип ствола эксплуатационной части (открытый не обсаженный, перфорированный в заданном интервале, оснащенный фильтром хвостовик), его длина L (м), внешний радиус R_с (мм) и зенитный угол в продуктивном пласте. Учитывая особенности конкретного месторождения и условия его разработки, проводят промысловые исследования геолого-физических параметров залежи и газогидродинамические исследования вертикальной скважины.

Исследование газовых скважин, например, методом установившихся отборов при стационарных режимах фильтрации газа могут быть проведены в следующем порядке.

На устье скважины осуществляют подготовительные операции: проводят монтаж приборов и оборудования; осуществляют продувку скважины; проводят герметизацию устья; полностью восстанавливают устьевое давление путем технологического отстоя. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТ) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку фонтанной елки, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед ДИКТ и в затрубном пространстве не изменяются во времени. Показания приборов регистрируют, после чего останавливают скважину, закрывая коренную задвижку. Затем в ДИКТ устанавливают диафрагму с большим диаметром калибровочного отверстия и вновь выводят скважину на установившийся режим. Результаты измерений также фиксируют, а скважину останавливают. Перечисленные операции повторяют от 6 до 10 раз в зависимости от числа имеющихся диафрагм. Выборочно осуществляют контроль замеров для убывающей последовательности диаметров калибровочного отверстия диафрагм.

По данным промысловых исследований газовой скважины на стационарных режимах фильтрации определяют линейный А (МПа²/тыс.м ³/сут)) и квадратичный В (МПа²/тыс.м³ /сут)²) коэффициенты фильтрационных сопротивлений, пластовое Р_пл (МПа) и забойное Р_з (МПа) давления, характеристики продуктивного пласта: общую Н_пл (м) и эффективную Н_эф (м) толщины пласта по разрезу скважины, безразмерный коэффициент песчанистости К_пес и радиус контура дренирования ВС R_кв (м). Затем проводят оценку притока газа к скважине и ее продуктивности Q, используя квадратичную зависимость стационарной фильтрации

На основе известных формул (Гриценко А.И. и др., Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.182-183, (15.4), (16.4), (17.4)) определяют не зависящие от конструкции скважины множители а (МПа²/(тыс.м ²/сут)) и b (МПа²/(тыс.м²/сут) ²), учитывающие влияние фильтрационно-емкостных свойств пласта и физико-химические свойства флюидов

где C₁, С₃ и С₂, С₄ - коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта ВС соответственно.

Для определения коэффициентов несовершенства по степени вскрытия (C₁, С₃) имеются ряд зависимостей (например, Гриценко А.И. и др., Руководство по исследованию скважин. - М: Наука, 1995, стр.183-186, (19.4), (21.4), (22.4), (24.4), (29.4)).

Влияние коэффициентов несовершенства по характеру вскрытия на приток газа (С₂ и С₄), как правило, не рассматривается, а считается, что ствол скважины либо открытый, либо с достаточным числом перфорационных отверстий эксплуатационной колонны в интервале эффективной толщины пласта, т.е. С₂=С₄=0.

Расчетные фильтрационные коэффициенты притока газа к ВС А_ВС и В_ВС (т.е. коэффициенты А и В в уравнении (1)) определяют с помощью тех же известных формул (Гриценко А.И. и др., Руководство по исследованию скважин. - М: Наука, 1995, стр.182-183, (16.4), (17.4)).

Расчетные фильтрационные коэффициенты притока газа к горизонтальной скважине (ГС) A_ГС и В_ГС определяют с помощью различных методик. Например, при схематизации притока газа к ГС (см. фиг.1), вскрывшей изотропный полосообразный пласт, коэффициенты фильтрационных сопротивлений имеют следующий вид (Алиев З.С. и др., Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, стр.53, (2.21)):

где R_кг - расстояние от оси горизонтальной скважины до ее контура питания, которое определяют на основе промысловых исследований и полученного значения радиуса контура дренирования ВС R_кв

R_кг 0,8·R_кв.

При формировании модели притока газа к ННС, вскрывшей изотропную залежь, участок ННС, лежащий в пределах продуктивного пласта, условно делят на N равных по длине горизонтальных или вертикальных интервалов (см. фиг.1 и 2). Суммарная длина этих интервалов равна длине горизонтальной проекции ствола скважины: l_Г=L sin или длине вертикальной проекции: l_В=L cos .

При любом значении зенитного угла в случае замены ННС элементарными горизонтальными участками достаточное число разбиений составляет N=50·L/Н_пл . Обоснование выбора числа N иллюстрируется с помощью выполаживающейся зависимости относительной погрешности вычисления продуктивности от числа интервальных разбиений N (см. фиг.3). Для интервалов вертикальной проекции величина N не имеет принципиального значения при вскрытии изотропного пласта и может быть принята равной той же величине, что и для ГС.

Искомую продуктивность ННС определяют суммарной продуктивностью всех этих интервалов. В зависимости от положения каждого интервала, а также исходя из соблюдения равенства площади фильтрации, ему назначается гидродинамически эквивалентный радиус элемента ствола

для вертикальной проекции - ;

для горизонтальной проекции - .

Для всего интервала зенитного угла радиус (либо длина) контура дренирования описывается следующей зависимостью, полученной экспериментально:

.

На базе совершенных средств измерения и программных решений для исследования параметров газовой скважины строят модель профиля ННС и определяют производные данные от ее вертикальной и горизонтальной проекций.

Если локальный интервал ННС расположен под зенитным углом от 0° до некоторой критической величины _кр (характеристика _кр приведена ниже), то его фильтрационные коэффициенты определяют в соответствии с формулами (3). Коэффициенты C ₁ и С₃, определяющие степень вскрытия пласта, оказывают значительное влияние на продуктивность скважины. Несовершенство по степени вертикального вскрытия ННС выражается в «недовскрытии» пласта по его геометрической толщине в зависимости от зенитного угла . На фиг.2б заштрихованная зона соответствует не вскрытой части пласта. Тогда формулы (3) для i-го элемента скважины преобразуются в следующий вид:

где i=1, 2, N;

- эффективная толщина единичного вскрытого интервала.

Далее определяют продуктивность каждого i-го интервала с учетом уравнения притока (1), представленного в виде

Соответственно суммарная продуктивность ННС составит

Если локальный интервал ННС расположен под зенитным углом от некоторой критической величины _кр до 90°, то его фильтрационные коэффициенты A_ГС и В_ГС определяют в соответствии с формулами (4). В этом случае несовершенство по степени вскрытия ННС выражается в «недовскрытии» части пласта по его длине, определяемой величиной зенитного угла . Это иллюстрирует заштрихованная зона на фиг.1б. С учетом сказанного, формулы (4) можно записать в следующем виде:

где i=1, 2, N;

j=I, II - зоны дренирования газа (иллюстрация на фиг.1);

h_ij - эффективная толщина на i-м участке j-й зоны дренирования;

- длина единичного вскрытого интервала (см. фиг.1).

Далее продуктивность каждого интервала определяется с учетом уравнения притока газа к скважине (1)

Соответственно суммарная продуктивность ИНС

Критический угол ( _кр) определяется путем сравнения нормализованных зависимостей продуктивности ННС от угла наклона (см. фиг.4). Кривая 1, как функция от , получена на основе моделирования продуктивности пласта путем замены ННС горизонтальными элементами. Кривая 2, как функция от , получена на основе моделирования продуктивности пласта путем замены ННС вертикальными элементами. Точка пересечения двух кривых служит индикатором (критическим углом) смены рассмотренных расчетных алгоритмов для корректного определения продуктивности ННС на всем интервале изменения зенитного угла от 0° до 90°, а именно: от 0° до _кр продуктивность элементарных интервалов рассчитывается по формулам (6) и (7); от _кр до 90° продуктивность элементарных интервалов рассчитывается по формулам (9) и (10). В нормализованной зависимости величина критического зенитного угла _кр изменяется в пределах от 49,3° до 50,3°, т.е. условно может считаться константой, равной 50°.

Применяя предлагаемую модель для проведения промысловых газогидродинамических исследований пилотных вертикальных скважин, можно оперативно, с достаточно высокой точностью оценить продуктивность проектируемой наклонно-направленной скважины для вскрытия изотропного газового пласта при любом зенитном угле наклона ее эксплуатационной части ствола, либо с помощью предложенного в настоящем решении исследовательского аппарата провести оптимизацию конструкции наклонно-направленной скважины и ее профиля, т.е. выбрать оптимальные значения длины, радиуса и зенитного угла наклона ствола в продуктивной части пласта.