(21), (22) Заявка: 2008116269/03, 28.04.2008
(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
28.04.2008
(43) Дата публикации заявки: 10.11.2009
(46) Опубликовано: 20.02.2010
(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске:
RU 2298647 C2, 10.05.2007. RU 2211329 C1, 27.08.2003. RU 2172404 C2, 20.08.2001. RU 2159849 C2, 27.11.2000. SU 1684491 A1, 15.10.1991. SU 1730442 A1, 30.04.1992. US 3903966 A, 09.09.1975. US 4742873 A, 10.05.1988.
Адрес для переписки:
109004, Москва, а/я 90, ул. Б. Коммунистическая, 27, ЗАО “Пангея”
|
(72) Автор(ы):
Шацкий Анатолий Васильевич (RU), Колесов Валентин Валентинович (RU), Шацкий Дмитрий Анатольевич (RU)
(73) Патентообладатель(и):
Закрытое акционерное общество “Пангея” (RU)
|
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДРЕНИРУЕМОГО ОБЪЕМА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(57) Реферат:
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения фильтрационных характеристик нефтяного пласта. Способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин включает установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами. При определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине. Причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну. Строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик. По полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом. Техническим результатом является повышение точности и достоверности оценок фильтрационных характеристик за счет увеличения количества определений. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения фильтрационных характеристик нефтяного пласта.
Известен способ определения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами [1].
Недостаток известного способа состоит в том, что при его применении можно оценить только проницаемость по воде и нельзя определить такие фильтрационные характеристики нефтяного пласта, как проницаемости по газу и нефти и проводимость пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом.
Технический результат, для достижения которого направлено данное техническое решение, заключается в возможности получения (без вмешательства в процесс разработки месторождения) количественной оценки проницаемости по нефти и газу, а также проводимости пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом, а только устьевыми замерами динамического уровня добывающей скважины и объемов закачки воды в нагнетательную скважину.
Указанный результат достигается тем, что в способе определения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающем установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 изображены граф 11 наличия взаимодействия и граф 12 отсутствия взаимодействия в парах из добывающих и нагнетательных скважин, на фиг.2, 3, 4 показаны зависимости между скоростью возмущающего сигнала и фазовой проницаемостью нефти, газа и проводимостью пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
1. Из числа работающих нагнетательных и добывающих выявляют пары взаимодействующих скважин.
С этой целью:
– выбирается участок дренируемого нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами;
– проводят сбор для каждой добывающей скважины ежемесячных данных отборов нефти, воды, жидкости, а для каждой нагнетательной скважины – объемов закачки воды за весь период эксплуатации;
– назначают пары из нагнетательной и добывающей скважин, с учетом наличия в их разрезах одноименных перфорированных пластов на выбранном участке нефтяного пласта, причем для каждой из пар скважин выделяют периоды совместной эксплуатации;
– рассчитывают корреляционные матрицы между данными месячных объемов закачки воды и отборов нефти, воды и жидкости за весь период совместной эксплуатации каждой из пар скважин;
– для дальнейшей обработки выбираются только те пары скважин, для которых установлено взаимодействие по всем сопоставляемым данным закачки и отборов.
2. Для пар из взаимодействующих скважин определяют скорость прохождения возмущающего сигнала в пространстве от нагнетательной до взаимодействующей с ней добывающей скважины.
С этой целью:
– выбирают в качестве реагирующего сигнала профиль посуточного динамического уровня добывающей скважины за последний месяц, а в качестве возмущающего сигнала – профиль по суточного объема закачки воды в нагнетательную скважину за последний месяц;
– минимальную длину профиля возмущающего и реагирующего сигнала условно принимают 30 суток;
– фиксацию сигналов возмущения и реагирования производят не менее 3-х раз в сутки, за счет чего сигналы максимально синхронизируют по времени;
– устанавливают время запаздывания реагирования добывающей скважины на возмущения нагнетательной скважины путем обработки взаимно корреляционной функцией профилей посуточных данных объемов закачки воды и динамических уровней;
– определяют скорость движения возмущающего сигнала по времени запаздывания реагирования сигнала и величине расстояния между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами.
– расчеты скорости движения возмущающего сигнала первоначально проводят для тех пар взаимодействующих скважин, где имеются лабораторные определения фильтрационных параметров на керновом материале.
3. Осуществляют построение графических зависимостей и проводят диагностику.
С этой целью:
– используют полученные на керновом материале фильтрационные характеристики и данные скорости возмущающих сигналов;
– полученные связи представляют в графической форме;
– по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики межскважинного пространства взаимодействующих скважин, с установленной скоростью движения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом;
Пример выполнения способа на тестовом месторождении.
Исходный объем информации:
Карточки скважин с данными помесячных отборов нефти, воды и жидкости, объемов закачки воды за последние несколько лет эксплуатации.
Суточные раппорта за последние 3 месяца эксплуатации с данными посуточных замеров динамического уровня в добывающих скважинах и объемов закачки воды в нагнетательных скважинах.
Керновым материалом охарактеризованы скважины 3, 4, 8 (фиг.1).
Выполнение работ производилось в следующей последовательности.
1. Из числа работающих добывающих и нагнетательных скважин, дренирующих нефтяной пласт, выявляются пары взаимодействующих скважин.
С этой целью:
– назначаются всевозможные комбинации пар из нагнетательной и добывающей скважин (1-3; 1-4; 1-5; 1-6; 1-7; 1-8; 1-9; 1-10; 2-3; 2-4; 2-5; 2-6; 2-7; 2-8; 2-9; 2-10).
– рассчитываются матрицы парной корреляции между объемами закачки воды в нагнетательные скважины 1 и 2 и отборами нефти, воды и жидкости из добывающих 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 скважин за весь период совместной эксплуатации;
– по результатам корреляционной оценки условию существенной корреляции отвечали 9 пар скважин 1-3; 1-4; 1-8; 1-9; 1-10; 2-4; 2-5; 2-7; 2-8, фиг.1, граф 11. Остальные пары скважин по разным причинам оказались невзаимодействующими (граф 12).
2. Выявленные 9 пар взаимодействующих скважин обрабатывались взаимно корреляционной функцией на предмет определения времени запаздывания реагирующего сигнала. Для чего при обработке в качестве возмущающего сигнала использовались посуточные данные объемов закачки воды в нагнетательные скважины, а в качестве реагирующего сигнала – посуточные динамические уровни добывающих скважин.
3. По времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между взаимодействующими скважинами устанавливалась скорость движения возмущающего сигнала в межскважинном пространстве.
4. По установленным данным скорости возмущающего сигнала и керновым данным проницаемости по газу, проницаемости по нефти и проводимостью пласта в парах скважин (1-3; 1-4; 1-8; 2-4; 2-8) были построены графические зависимости (фиг.2-4).
5. По построенным графическим зависимостям рассчитывались значения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве взаимодействующих пар (1-10; 1-9; 2-7; 2-5), не охарактеризованные керновым материалом.
Таким образом, данное техническое решение позволит получить количественную оценку проницаемости нефтяного пласта по нефти и газу, а также проводимость нефтяного пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом без вмешательства в процесс разработки месторождения (только по устьевым замерам динамического уровня и объемов закачки воды).
Источник информации
1. Патент РФ 2298647, МКИ Е21В 47/10, 2005.
Формула изобретения
Способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, отличающийся тем, что при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом.
РИСУНКИ
|