RU2465455C1 - Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения - Google Patents
Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2465455C1 RU2465455C1 RU2011143605/03A RU2011143605A RU2465455C1 RU 2465455 C1 RU2465455 C1 RU 2465455C1 RU 2011143605/03 A RU2011143605/03 A RU 2011143605/03A RU 2011143605 A RU2011143605 A RU 2011143605A RU 2465455 C1 RU2465455 C1 RU 2465455C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- injection
- disturbing
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изучении межскважинных интервалов нефтяного месторождения. Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения заключается в создании импульса давления в возмущающей скважине и регистрации отклика в принимающей скважине. При этом в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в нагнетательную, с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта. При помощи гидроразрыва создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин. Техническим результатом является повышение достоверности и снижение трудоемкости определения взаимовлияния скважин по пластам или горизонтам. 9 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изучении межскважинных интервалов нефтяного месторождения.
Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, который включает эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин. При этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановивишихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптиальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости. Начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая найденную толщину от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта. После чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости (Патент РФ №2320869, опубл. 27.03.2008).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта, 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. 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 (Патент РФ №2382194, опубл. 20.02.2010 - прототип).
Недостатком данного способа является длительность процесса исследования, необходимость пуска-остановки нагнетательной скважины, высокая погрешность результата расчетов из-за нестационарного режима закачки воды и отбора жидкости на соседних участках.
Задачей предложенного изобретения является повышение достоверности и снижение трудоемкости определения взаимовлияния скважин по пластам или горизонтам. Также оно направлено на прогнозирование эффективности освоения скважин для поддержания пластового давления (ППД).
Поставленная задача решается тем, что в способе прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения, включающем создание импульса давления в возмущающей скважине и регистрацию отклика в принимающей скважине, согласно изобретению в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в нагнетательную с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта, при помощи которого создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин.
Пример конкретного выполнения
На фиг.1, 2, 3 изображены выкопировки карт разработки по пластам а, б2, б3 рассматриваемого участка. На фиг.4 представлен геологический профиль по скважинам №№2, 1, 4. На фиг.5 представлена кривая регистрируемого забойного давления на добывающей скважине 4. Динамика изменения пластового, забойного давления, обводненности, добычи нефти и воды на скв.4 и по участку представлена на фиг.6, 7, 8, 9.
Способ реализуют следующим образом
При планировании геолого-технических мероприятий подбирают добывающую скважину для перевода в нагнетательную под закачку воды для ППД и требующую ГРП.
До выполнения ГРП в соседние добывающие скважины по межтрубному пространству спускают манометры на кабеле. Далее сервисная компания выполняет ГРП на скважине. Процесс производят следующим образом. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, который устанавливают выше пласта. После проверки герметичности пакера закачивают высоковязкую жидкость для создания трещин в пласте и проппант, предотвращающий их смыкание. Давление закачки жидкости, создаваемое при ГРП, достигает до 70 МПа. При ГРП в коллекторе распространяется пьезометрическая волна с амплитудой до 35 МПа. В то же время амплитуда шумов от работы нагнетательных скважин не превышает 12 МПа.
Традиционно применяемый импульс возмущения от остановки закачки (или возобновления закачки) нагнетательной скважины не позволяет достоверно прослушать пласт, т.к. колебания давлений при работе прочих нагнетательных скважин равны или близки по амплитуде к импульсу от возмущающей скважины. Импульс возмущения при ГРП по крайней мере в три раза превосходит импульсы от работы нагнетательных скважин, что позволяет четко его идентифицировать в окружающих добывающих скважинах, а следовательно, проследить гидродинамическую связь между скважинами.
Если коллектор в межскважинном интервале имеет сплошность, то перепад давления будет регистрироваться в соседней скважине. Там, где коллектор не выдержан или имеет сдвиг, «врез» колебания затухнет. Таким образом, с помощью ГРП можно определить пьезо- и гидродинамическую связь между скважинами. Это позволит в дальнейшем спрогнозировать рост пластового давления и добычи нефти на окружающих добывающих скважин от ввода скважины под закачку воды для ППД с ГРП.
Преимуществом перед другими способами является создание пьезометрической волны мощной амплитуды, которая позволяет минимизировать влияние соседних нагнетательных скважин, уменьшить время определения связи между скважинами, а соответственно и затраты на исследование.
Данный способ реализован на скважине 1, которую подобрали для освоения под закачку воды с ГРП для ППД.
На фиг.1, 2. 3 приведены выкопировки карт разработки, где добывающие скважины 2, 3, 4, 5 являются реагирующими к скважине 1. Цель мероприятия - поднять пластовое давление, увеличить добычу нефти на данном участке
При рассмотрении карты разработки по верхним пластам наблюдается резкая смена свойств коллекторов по простиранию, местами замещение коллектора непроницаемыми породами.
Неоднородность и сложнопостроенность коллекторов верхнепашийской пачки также показывает геологический профиль продуктивных отложений девона по линии скважин №№2, 1, 4 (фиг.4).
ГРП проводят на скважине №1 пластов «а», «б2», «б3», при начальном давлении 31 МПа, конечном давлении 32 МПа., использовав для этого жидкости ГРП на водной основе в объеме 72 м3, проппанта - 11 тонн.
На соседние скважины 2 и 4 устанавливают глубинные манометры «МИКОН-107», регистрирующие забойные давления по скважинам.
По скважине 4 проводят замер давлений глубинным манометром в период проведения ГРП на скважине №1 (фиг.5).
Из графика виден резкий скачок забойного давления в скважине 4 на 0,3 МПа - с 6,9 МПа до 7,2 МПа во время производства ГРП на соседней скважине 1. После проведения ГРП забойное давление оставалось на уровне 7,2-7,3 МПа.
Скважина 1 переведена под закачку воды.
По скважине 4 прослеживается значительный эффект от ввода очага.
После пуска нагнетательной скважины в работу наблюдается рост пластовых (от 13,7 до 16,8 МПа) и забойных (от 6,9 до 12,6 МПа) давлений (фиг.6).
Отмечается снижение обводненности продукции скважины 4, что наглядно демонстрирует график обводненности в период с 01.12.2010 г. по 08.06.2011 г. (фиг.7).
По динамике работы скважины 4 (фиг.8) рост добычи нефти составил с 22 т (декабрь 2010 г.) до 118 т (май 2011 г.), снижение отбора воды с 244 т (декабрь 2010 г.) до 142 т (май 2011 г.).
Если рассматривать в целом участок реагирующих скважин, то динамика показателей представлена на фиг.9. Пластовое давление выросло со 12,5 МПа до 16 МПа, добыча нефти выросла со 130 тонн в месяц до 320 тонн в месяц, забойное давление выросло с 7,3 МПа до 9,4 МПа, которое вследствие увеличения отборов жидкости со скважин опустилось до 7,6 МПа.
По данным динамики работы скважины 4 пуск скважины 1 под закачку воды для ППД оказался эффективным.
Предварительные результаты гидропрослушивания при проведении ГРП свидетельствовали о высокой гидродинамической связи межскважинного пространств.
Claims (1)
- Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения, включающий создание импульса давления в возмущающей скважине и регистрацию отклика в принимающей скважине, отличающийся тем, что в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в нагнетательную с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта, при помощи которого создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143605/03A RU2465455C1 (ru) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143605/03A RU2465455C1 (ru) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2465455C1 true RU2465455C1 (ru) | 2012-10-27 |
Family
ID=47147500
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143605/03A RU2465455C1 (ru) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2465455C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579029C1 (ru) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта |
| WO2018012995A1 (ru) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) |
| RU2747959C1 (ru) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта |
| RU2815885C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105873C1 (ru) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2342523C2 (ru) * | 2007-02-09 | 2008-12-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи |
| RU2382194C2 (ru) * | 2008-04-28 | 2010-02-20 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта |
-
2011
- 2011-10-31 RU RU2011143605/03A patent/RU2465455C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105873C1 (ru) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2342523C2 (ru) * | 2007-02-09 | 2008-12-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи |
| RU2382194C2 (ru) * | 2008-04-28 | 2010-02-20 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579029C1 (ru) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта |
| WO2018012995A1 (ru) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) |
| RU2666842C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2018-09-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ) |
| RU2747959C1 (ru) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта |
| RU2815885C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3034352C (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| CN102418511B (zh) | 低渗透储层井下关井水井压降试井分析方法 | |
| US20240151870A1 (en) | Tube Wave Analysis of Well Communication | |
| Mahmoud et al. | Advancement of hydraulic fracture diagnostics in unconventional formations | |
| US11560792B2 (en) | Assessing wellbore characteristics using high frequency tube waves | |
| RU2465455C1 (ru) | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| US11913314B2 (en) | Method of predicting and preventing an event of fracture hit | |
| RU2007109548A (ru) | Способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду | |
| CN117875572B (zh) | 用于气井储层评价的方法 | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| Maity et al. | Understanding near-field fiberoptic observations in the context of completion designs, fracturing effectiveness, and drainage characteristics. A case study from the hydraulic fracturing test site (HFTS-2) in Delaware basin | |
| Zanganeh | Improved design and analysis of diagnostic fracture injection tests | |
| Baumann et al. | Perforating on Wireline–Weak-Point Load Prediction | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| CN103375161B (zh) | 监测孔隙型地层压力梯度的方法 | |
| CN111094697A (zh) | 注入井的改进或与之相关的改进 | |
| WO2017027013A1 (en) | Method for determining macroscopic reservoir permeability using passive seismic signals | |
| CN110145286B (zh) | 一种低渗透油藏或气藏完井工程的设计方法 | |
| Suleen et al. | Application of pressure transient analysis and 4D seismic in evaluating and quantifying compaction in a deepwater reservoir | |
| CN115324561B (zh) | 一种蓄能压裂效果的评价方法和装置 | |
| Evstigneev et al. | Fluid flow rate under hydraulic impulse effect on well bottom zone in oil reservoir | |
| Zambrano-Narvaez et al. | Case study of the cementing phase of an observation well at the Pembina Cardium CO2 monitoring pilot, Alberta, Canada | |
| CN114417587B (zh) | 一种适用于低压状态下的致密碎屑岩地层的地层孔隙压力预测方法 | |
| Hou et al. | Post-fracturing evaluation of fractures by interpreting the dynamic matching between proppant injection and fracture propagation |