Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ Дата публикации и выдачи патента СПОСОБ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН С НУЛЕВЫМ ВЫДЕЛЕНИЕМ УГЛЕВОДОРОДОВ Предложен способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов, чтобы получить основную информацию о продуктивном пласте, включающий следующие стадии: нагнетание в продуктивный пласт подходящей жидкой или газообразной текучей среды, совместимой с углеводородами продуктивного пласта и горной породой, при постоянном расходе или посредством стадий с постоянным расходом и, по существу, измерения в непрерывном режиме расхода и давления нагнетания в забое скважины; закрытие скважины и измерение давления в течение периода восстановления (восстановление давления) и, возможно, температуры; обработку полученных данных по восстановлению для оценки среднего статического давления текучей среды (Pav) и свойств продуктивного пласта: фактического коэффициента проницаемости (k),проводимости (kh), неоднородности по площади или барьеров проницаемости и действительного скин-фактора (S); расчет продуктивности скважины. Беретта Энцо, Тьяни Алессандро, Ло Прести Гаэтано (IT) Поликарпов А.В., Борисова Е.Н. (RU) 015598 Настоящее изобретение относится к способу испытания скважин с нулевым выделением углеводородов с целью получения основной информации о продуктивном пласте аналогично традиционному испытанию скважин, без выделения углеводородов на поверхности. Испытание скважины является основным инструментом исследования и планирования месторождений углеводородов, так как оно способно предоставить широкий диапазон динамической информации о системе продуктивный пласт - скважина. Более того, данные о текучих средах продуктивного пласта, которые можно получить посредством отбора проб в течение испытания скважины, имеют большое значение, в частности, для разведочных или оценочных скважин. Традиционное испытание скважины представляет собой утвердившийся способ в нефтяной промышленности как с эксплуатационной, так и с аналитической точки зрения. Скважину возбуждают для поставки из испытываемого уровня/продуктивного пласта. Обычно выполняют 2 или 3 понижения уровня при стадиях с увеличивающимся расходом. В течение каждой фазы расход получаемых углеводородов поддерживают постоянным и измеряют на сепараторе. После фазы поставки скважину закрывают (клапаном в устье или в забое скважины) и происходит нарастание давления. В течение испытания используют устройства измерения давления и температуры (Р/Т - измерительные приборы), расположенные в забое скважины, обычно немного выше рабочего горизонта. В течение испытания скважины образцы текучих сред пласта обычно отбирают как на поверхности из сепаратора, так и в забое скважины при помощи подходящих устройств для отбора проб. Обычные испытания осуществляют в скважинах разведывательного/оценочного или разрабатываемого/добывающего типа, временно (испытание скважины испытателем пластов, спускаемым на бурильных трубах) или постоянно законсервированных. Во всех случаях, в которых скважина не сообщается с наземной линией, как только углеводороды,поставленные в течение пробной добычи, выделены на поверхности, их необходимо утилизировать подходящим образом. Углеводороды, добытые на поверхности в течение испытания, обычно сжигают в факеле. Этому может сопутствовать выделение диоксида углерода (СО 2) и серной кислоты (H2S), смертельных для человека даже при очень низких концентрациях (несколько частей на миллион). Присутствие H2S в полученных углеводородах вызывает значительные проблемы, связанные с безопасностью в течение испытания. Добытую нефть можно хранить в резервуарах (расположенных на суше или в открытом море), если существует возможность отправить ее в ближайший обрабатывающий центр, или уничтожать ее при помощи подходящих горелок. Газ в любом случае сжигают в атмосфере. Объемы углеводородов, поставляемых в течение испытания скважины, могут быть значительными. В следующей таблице показаны примерные объемы в зависимости от типа углеводорода и испытания, которое необходимо выполнить: В добавление к проблемам безопасности также существуют проблемы окружающей среды из-за выброса в атмосферу продуктов горения углеводородов и опасности сброса их в море или на охраняемые территории. Проблемы окружающей среды и безопасности становятся все более важными также и вследствие норм защиты окружающей среды, которые становятся все более строгими в отношении выбросов в атмосферу. Казахстан и Норвегия находятся среди стран, в которых настоящие нормы защиты окружающей среды устанавливают нулевые выбросы. Испытание скважины позволяет описать неизвестную систему "продуктивный пласт + скважина". Принцип состоит в стимуляции системы "продуктивный пласт + скважина" посредством ввода (подаваемый расход) и измерении отклика системы в виде выходных данных (забойное давление). Измерения давления и расхода обеспечивают косвенную характеристику системы посредством известных и утвердившихся аналитических моделей, имеющихся в литературе. Основными целями традиционного испытания скважины являются отбор проб для определения текучих сред продуктивного пласта; оценка опорного давления текучих сред (Pav) и свойств продуктивного пласта (фактического среднего коэффициента проницаемости к и проводимости kh); количественное представление повреждения породы (скин-фактор (коэффициент нарушения эксплуатационных качеств пласта. Этот эффект, обусловленный как локальным уменьшением проницаемости вокруг скважины,так и геометрическими эффектами формы потока, количественно представляют посредством безразмерного параметра (скин-фактор); оценка продуктивности скважины (показатель продуктивности PI для нефтяных скважин; уравнение движения потока для газовой скважины); оценка возможной неоднород-1 015598 ности по площади или барьеров проницаемости. Обнаружен способ, который позволяет испытывать углеводородные скважины без необходимости выделения углеводородов на поверхности, таким образом избегая соответствующих проблем с окружающей средой, безопасностью и управлением, посредством нагнетания текучей среды в испытываемую скважину. Нагнетание текучей среды в продуктивный пласт, по существу, уже используют в нефтяной промышленности для других целей: для оценки приемистости породы обычно выполняют исследование по нагнетанию. Нагнетание обычно производят в водоносный слой и в любом случае в скважины, предназначенные для нагнетания и размещения воды. Непосредственно измеряемыми величинами являются коэффициент приемистости породы и проводимость (kh) водоносного слоя. Способ, разработанный для выполнения и анализа исследований по нагнетанию, применяют в насыщенных углеводородами областях, и в отличие от известного он позволяет характеризовать будущее поведение исследуемого горизонта в течение фазы добычи. Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов для получения основной информации о продуктивном пласте, являющийся предметом настоящего изобретения, включает следующие стадии: нагнетание в продуктивный пласт подходящей жидкой или газообразной текучей среды, совместимой с углеводородами продуктивного пласта и горной породой, при постоянном расходе или посредством стадий с постоянным расходом и, по существу, измерения в непрерывном режиме расхода и давления нагнетания в забое скважины; закрытие скважины и измерение давления и, возможно, температуры в течение периода падения давления; обработку полученных данных по восстановлению, чтобы оценить среднее статическое давление текучих сред (Pav) и свойства продуктивного пласта: фактический коэффициент проницаемости (k), проводимость (kh), неоднородность по площади или барьеры проницаемости и действительный скин-фактор(S); расчет продуктивности скважины. Далее описаны более подробно стадии, составляющие способ согласно данному изобретению. Первые две стадии представляют первую фазу (фаза А) (осуществление исследований по нагнетанию и восстановлению давления). Целью этой фазы являются получение данных, связанных с забойным давлением (ЗД) в течение цикла нагнетания с постоянным расходом и последующим восстановлением давления после закрытия скважины. Нефтяную или газовую скважину закрывают временно (испытание скважины испытателем пластов,спускаемым на бурильных трубах) или постоянно на время, необходимое для испытания. С точки зрения используемых материалов и технологии не существует никакой разницы между обычными испытаниями и исследованиями по нагнетанию. Это дополнительно упрощает планировку поверхностного оборудования. Нагнетаемую текучую среду, жидкую или газообразную, следует выбирать для данных целей посредством лабораторных испытаний так, чтобы она была совместима с углеводородами и породой, в которую его закачивают. В особенности следует избегать образования эмульсий или осадков, вследствие взаимодействия нагнетаемой текучей среды с породой и/или текучей средой продуктивного пласта. Нагнетаемую текучую среду выбирают исходя из следующих критериев: совместимость, дешевизна и доступность, минимальные отличия вязкости и сжимаемости от этих величин для удаляемых углеводородов при Р-Т условиях продуктивного пласта. Для изучения совместимости целесообразно воспользоваться образцом дегазированной нефти из текучей среды продуктивного пласта, полученным либо посредством отбора пробы, либо из других скважин этого же продуктивного пласта. Нагнетаемая текучая среда предпочтительно представляет собой жидкость, выбираемую из воды или углеводородного соединения (т.е. дизельного топлива). Нагнетание осуществляют при постоянном расходе (или посредством стадий с постоянным расходом). Для того чтобы увеличить надежность интерпретируемых данных, целесообразно не превышать вызывающего разрыв пласта расхода, т.е. поддерживать нагнетание при условиях материнской породы. После фазы нагнетания осуществляют закрытие скважины (в устье или в забое) и измеряют восстановление давления. Когда это технически оправдано, предлагается осуществлять закрытие в забое скважины для ограничения эффектов послепритока и других помех, которые могут влиять на качество полученных данных. Продолжительность периода нагнетания и последующего восстановления давления может изменяться, и ее определяют согласно ожидаемым характеристикам породы (kh, Ф и т.д.) и конкретным целям испытания. Продолжительность испытания нагнетание/восстановление примерно такая же, как обычное испытание скважины, т.е. предпочтительно от 1 ч до 4 суток, более предпочтительно от 1 до 2 суток.-2 015598 Критерий определения продолжительности полностью аналогичен тому, который разработан для обычного испытания скважин. Отбор проб текучих сред продуктивного пласта невозможно осуществить посредством исследования по нагнетанию. Когда необходимо отбирать пробы текучих сред, нужно прибегать к другим специфическим вариантам отбора проб (например, отбор проб путем испытания пласта кабельным испытателем (ИКИ. Остальные стадии представляют вторую фазу (фаза В - обработка экспериментальных данных). Обработка экспериментальных данных по нагнетанию/восстановлению направлена на достижение основных целей обычного испытания скважин, а именно: оценка опорного давления текучей среды (Pav) и свойств продуктивного пласта (фактический средний коэффициент проницаемости к и проводимость kh),количественная оценка повреждения породы, скин-фактор (S),оценка продуктивности скважины (коэффициент продуктивности PI для нефтяных скважин; уравнение движения потока для газовых скважин),оценка возможной неоднородности по площади или барьеров проницаемости, определенных в течение периода испытания. Как уже упоминалось, отбор проб невозможно осуществлять в течение исследования по нагнетанию. Обработку этих данных предпочтительно осуществляют следующим образом. Оценка Pav, kh, k: обработка является полностью традиционной для данных по восстановлению. Ее можно осуществлять, используя любое аналитическое программное обеспечение для испытания скважин, имеющееся в промышленности, или посредством применения утвердившихся уравнений теории испытания скважин. В частности, делают следующие наблюдения: а) возмущение поля давления распространяется в неразработанной области продуктивного углеводородного пласта, как только перекрыта ограниченная область, заполняемая закачиваемым флюидом. Очевидно, что термодинамические свойства углеводорода (данные по давлению, объему и температуре) должны быть известны; б) оценку (kh) нефти/газа (следовательно, коэффициент проницаемости k и эффективная мощность пласта h являются известными) выполняют за время/интервал исследования большее, чем время образования вокруг скважины вала нагнетаемой текучей среды. Полученные параметры поэтому характеризуют незагрязненную и богатую углеводородами область. Скин-фактор (S): посредством обычной интерпретации восстановления давления можно оценить общий скин-фактор. Эта величина включает дополнительно к скин-фактору (S) при обычном испытании скважины двухфазный скин-фактор (S), обусловленный взаимодействием текучих сред в продуктивном пласте (закачиваемая текучая среда/углеводороды). Двухфазный скин-фактор не присутствует в будущей фазе добычи из скважины, и поэтому его необходимо количественно определить и вычесть из общего скин-фактора, измеряемого посредством анализа восстановления. Количественная оценка двухфазного скин-фактора (S) Двухфазный скин-фактор можно оценить различными описанными ниже способами, указанными в порядке уменьшения надежности: А) Когда период нагнетания относительно продолжителен, так что вал нагнетаемой текучей среды является достаточно протяженным, чтобы его можно было идентифицировать посредством анализа по логарифмическому графику, тогда достаточно использовать обычную аналитическую модель (типа радиальной совокупности). В этом случае скин-фактор, относящийся к первой стабилизации, должен означать скин-фактор (S) обычного испытания скважины. Коэффициент проницаемости нагнетаемой текучей среды выводят из первой стабилизации. Последующая вторая стабилизация напротив представляет действительный коэффициент проницаемости углеводорода. Б) Когда период нагнетания относительно короткий и можно обнаружить только вторую стабилизацию (углеводородная неразработанная область), двухфазный скин-фактор следует оценивать, используя числовую моделирующую программу испытания скважин, в которой рассматривают уравнения извлечения текучей среды и кривые соответствующих коэффициентов проницаемости. Возможно воспроизвести общую тенденцию давлений нагнетания и восстановления посредством числовой моделирующей программы, устанавливая S=0. Обычная обработка данных, полученных посредством моделирующей программы, дает величину скин-фактора, который оказывается только двухфазным скин-фактором (S),причем в моделирующей программе был установлен S=0. В) В отсутствие числовой моделирующей программы можно оценить в первом приближении двухфазный скин-фактор по формуле скин-фактора из радиальной совокупности: где вычисляют, если известны вязкость текучих сред (inj и HC ) и соответствующие коэффициенты проницаемости (конечные точки: kr inj. max и kr HC.max). Радиус границы раздела можно оценить по отношению к нагнетаемому объему Оценку скин-фактора (S) проводят как в обычном испытании скважины: За исключением предыдущего пункта (А), в котором S получают непосредственно, скин-фактор S необходимо оценивать посредством вычитания компонента S из общего скин-фактора согласно формуле скин-фактора, имеющейся в литературе. В простом случае отсутствия геометрических компонентов скин-фактора используемая формула представляет собой S=(St-S)M/ Целесообразно выполнять пробный расчет с помощью числовой моделирующей программы для оценки минимального промежутка времени нагнетания и восстановления, при котором возможно определить посредством анализа по логарифмическому графику стабилизацию, относящуюся к слою текучих жидкостей. Если это технически и экономически возможно, этот тип испытания приводит к непосредственному измерению скин-фактора. Производительность скважины Производительность скважины можно вычислить посредством известных в литературе уравнений для неустановившегося показателя продуктивности PI (нефтяная скважина) или уравнения движения потока (для газовой скважины). Например, в случае нефтяной скважины: Параметры этих уравнений хорошо известны. Коэффициент уравнения D можно оценить из литературы. Неоднородности по площади или барьеры проницаемости: интерпретацию проводят полностью обычным способом по данным падения давления. Приведенный ниже пример служит для лучшей иллюстрации изобретения, и его не следует рассматривать как ограничивающий область настоящего изобретения. Пример. В примере проводили короткое исследование по нагнетанию, за которым следовало восстановление после промывки кислотой. Вслед за этим осуществляли обычное испытание скважины на приток на том же уровне (см. фиг. 1). Забойное давление, температуру и расходы добычи и нагнетания непрерывно отслеживали в течение всех операций. Данный пример показывает применение процедуры испытания нагнетания/восстановления, которую сравнивают с результатами обычного испытания. Входные данные: Сжимаемость породы оценивали из стандартных корреляций: Рассчитанная полная сжимаемость в нефтяной области (Sw=0,1 и S0=0,9) составляет: ct= 24,60-5 бар-1.-4 015598 Анализ нарастания и восстановления давления Производные нарастания и восстановления давления (логарифмический график) показаны на фиг. 2. Интерпретацию осуществляли на основе бесконечной однородной модели. В табл. 1 сравнивают результаты, полученные из интерпретации нарастания и восстановления давления. Отрицательные значения скин-фактора обусловлены растворяющими эффектами кислоты, воздействующей на карбонатную породу перед испытанием. Таблица 1. Основные результаты интерпретации нарастания и восстановления давления Оценка двухфазного скин-фактора (S) и действительного скин-фактора (S) Для того чтобы оценить двухфазный скин-фактор (S) и действительный скин-фактор (S), были осуществлены следующие процедуры. Используя известные входные данные, смоделировали расходы нагнетаемой воды, соответствующие осуществляемому испытанию, с использованием числовой модели испытания скважины. В частности, последовательность кривых соответствующих коэффициентов проницаемости определяли на основе керновых данных (см. фиг. 3) и начального насыщения водой в продуктивном пласте Swi=0,1. Действительный скин-фактор устанавливали S=0. Данные по давлению, полученные из числовой модели, анализировали, используя обычные аналитические модели испытания скважин. Полученная величина скин-фактора оказалась отличной от нуля. Этот скин-фактор был назван двухфазным скин-фактором (S). Для того чтобы вычислить действительный скин-фактор (S), при том, что были известны общее падение давления (St) и двухфазный скин-фактор (S), использовали следующую формулу. Отношение подвижности М=0,24 вычисляли на основе величин вязкости и соответствующих коэффициентов проницаемости закачиваемой и пластовой текучих сред. В табл. 2 показаны результаты выполненных расчетов. Таблица 2. Общий скин-фактор, двухфазное и действительное значения Оценка показатель продуктивности (PI) Для вычисления неустановившегося PI было использовано следующее уравнение (в единицах измерения, принятых в международной практике нефтегазодобычи):PI вычисляли при времени t, соответствующем продолжительности обычного испытания скважины на приток, с помощью которого подтверждался анализ.PI при обычном испытании на приток вычисляли посредством формулы:PI неустановившийся = Q/p. Результаты вычислений показатель продуктивности показаны в табл. 3. Таблица 3. Сравнение вычисленного и измеренного PI ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов для получения основной информации о продуктивном пласте, включающий следующие стадии: нагнетание в продуктивный пласт подходящей жидкой или газообразной текучей среды, совместимой с углеводородами продуктивного пласта и горной породой, при постоянном расходе или посредством стадий с постоянным расходом и измерения, по существу, в непрерывном режиме расхода и давле-5 015598 ния нагнетания в забое скважины; закрытие скважины и измерение давления и, возможно, температуры в течение периода восстановления; обработка полученных данных по восстановлению для оценки опорного давления текучих сред (Pav) и свойств продуктивного пласта: фактического коэффициента проницаемости (k), проводимости (kh),неоднородности по площади или барьеров проницаемости и действительного скин-фактора (S), где действительный скин-фактор (S) получают исходя из общего скин-фактора (Stot) за вычетом двухфазного скин-фактора (S), обусловленного взаимодействием текучих сред в продуктивном пласте; расчет продуктивности скважины. 2. Способ по п.1, в котором закачиваемый флюид представляет собой жидкость, выбираемую из воды или углеводородного соединения. 3. Способ по п.1, в котором действительный скин-фактор (S) получают по традиционной аналитической модели из первой стабилизации. 4. Способ по п.1, в котором стадию нагнетания и стадию восстановления продолжают в течение периода времени от 1 ч до 4 суток. 5. Способ по п.4, в котором стадию нагнетания и стадию восстановления продолжают в течение периода времени от 1 до 2 суток.