способ определения интервала заколонного перетока жидкости в нагнетательной скважине

Формула изобретения

Способ определения интервала заколонного перетока жидкости в нагнетательной скважине, включающий регистрацию серии термограмм после прекращения закачки и определение интервала заколонного перетока по замедленному темпу восстановления температуры, отличающийся тем, что осуществляют регистрацию серий термограмм в интервалах времени 10-45 и 240-360 мин после прекращения закачки, при этом о наличии заколонного перетока судят по термограммам, зарегистрированным в интервале времени 10-45 мин путем сравнения темпов восстановления температуры с учетом как их увеличения, так и их замедления на разных участках системы скважина-пласт, а интервал заколонного перетока определяют по термограммам, зарегистрированным в интервале времени 240-360 мин после прекращения закачки как участок с замедленным темпом восстановления температуры или как участок между интервалами поглощения закачиваемой жидкости неперфорированными пластами, если замедленный темп восстановления имеет место во всей зоне перфорации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости в нагнетательной скважине

Известны способы определения интервалов заколонного движения жидкости в нагнетательных скважинах путем регистрации серии термограмм вдоль ее ствола (см., например, а.с. №665082, №933964, №1476119, патент RU №2121572, МПК Е 21 В 47/10, 47/06)

Недостатком известных способов является то, что неизвестен интервал времени, в течение которого следует проводить регистрацию термограмм, следовательно, имеются затруднения в определении интервала заколонного движения жидкости

Эти недостатки частично устранены в другом известном способе определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине, принятом за прототип (патент RU №2171373 от 27.07.2001, МПК Е 21 В 47/10). В способе по прототипу выполняют регистрацию серии термограмм вдоль ее ствола в расчетный промежуток времени после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного перетока жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт. Регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4-40 минут после прекращения закачки.

Недостатки прототипа следующие:

- промежуток времени 4-40 минут не является оптимальным для точного определения интервала заколонного перетока жидкости, о чем свидетельствует практика,

- об интервале заколонного перетока жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры, тогда как для точного определения нужного интервала необходимо сравнить темпы восстановления температуры на соседних участках системы скважина - пласт.

Задачей изобретения является создание способа определения интервала заколонного перетока жидкости в нагнетательной скважине, лишенного указанных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является повышение точности определения интервала заколонного перетока жидкости.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения интервала заколонного перетока жидкости в нагнетательной скважине, включающем регистрацию серии термограмм после прекращения закачки и определение интервала заколонного перетока по замедленному темпу восстановления температуры, согласно предложенному осуществляют регистрацию серий термограмм в интервалах времени 10-45 и 240-360 минут после прекращения закачки, при этом по термограммам, зарегистрированным в интервале времени 10-45 минут, судят о наличии заколонного перетока путем сравнения темпов восстановления температуры с учетом как их увеличения, так и их замедления на разных участках системы скважина - пласт, а по термограммам, зарегистрированным в интервале времени 240-360 минут, определяют интервал заколонного перетока как участок с замедленным темпом восстановления температуры или как участок между интервалами поглощения закачиваемой жидкости неперфорированными пластами, если замедленный темп восстановления имеет место во всей зоне перфорации.

Осуществление регистрации термограмм в течение двух интервалов времени (10-45 и 240-360 минут после прекращения закачки) позволяет более точно определять интервалы перетока жидкости, поскольку дает информацию как о наличии перетока в зоне перфорации (регистрация термограмм в интервале 10-45 минут), так и о наличии поглощения закачиваемой жидкости неперфорированными интервалами (регистрация термограмм в интервале 240-360 минут).

Повышению точности также способствует выполнение двух операций вместо одной вначале судят о наличии заколонного перетока путем сравнения темпов восстановления температуры с учетом как увеличения темпов, так и их замедления на разных участках в системе скважина - пласт в промежутке времени 10-45 минут, а затем определяют участок и с замедленным темпом восстановления температуры в промежутке 240-360 минут, которые являются интервалами поглощения закачиваемой жидкости неперфорированными участками, что является дополнительным подтверждением наличия перетока выше или ниже интервала закачки. Наблюдается уход жидкости в породы коллектора выше и ниже интервалов перфорации, что приводит к их охлаждению, в связи с чем темп восстановления температуры этих охлажденных участков является замедленным.

На чертеже представлена термограмма, где кривые иллюстрируют: ГК - измерение естественной гамма-активности пород, 1 - фон (остановка), 2 - процесс закачки, 3 - измерение через 15 минут, 4 - измерение через 45 минут, 5 - измерение через 360 минут

Осуществляется предложенный способ следующим образом. В скважине, находившейся перед исследованием в бездействии, производят замер фоновой температуры. Затем осуществляют пуск под закачку и проводят измерение температуры в зоне фильтра в процессе закачки жидкости через фильтр. Затем подачу жидкости отключают, герметизируют устье и после прекращения закачки проводят регистрацию серии термограмм вдоль ствола скважины, охватывая диапазон выше и ниже фильтра. Исследования проводят в два этапа. На первом этапе рассматриваются замеры в интервале времени 15-45 минут. Поскольку на замер уходит около 30 минут, то выполнить более двух замеров в этом интервале времени технологически невозможно. По результатам термограмм, осуществленных в интервале времени 10-45 минут, судят о наличии заколонного перетока жидкости путем сравнения темпов восстановления температуры с учетом как увеличенных темпов, так и замедленных темпов на соседних участках в системе скважина - пласт. Степень длительности нарушения теплового поля в скважине закачкой (промывкой), спуском сважинного прибора и т.д. зависит от длительности и интенсивности воздействия. Ориентировочно можно считать, что время расформирования температурного поля, обусловленного технологическим нарушением, превышает длительность воздействия в 2-3 раза (Р.А.Валиулин, А.Ш.Рамазанов. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа, 1992). Так как для выхода на режим скважины и ликвидации последствий возмущения необходимо 2 часа (120 минут), то второй этап проводится в интервале времени 240-360 минут. В этом интервале на фоне практически восстановившегося теплового поля в скважине (условно постоянная статическая температура) против непринимающих участков выделяются неперфорированные участки, характеризующиеся зонами охлаждения и замедленным темпом восстановления температуры, и замер в данном интервале времени позволяет выделить интервал перетока жидкости в выше и ниже лежащие неперфорированные пласты. При этом по результатам термограмм интервал перетока определяют как участок с замедленным темпом восстановления температуры или, если замедленный темп восстановления имеет место во всей зоне перфорации, как участок между интервалами поглощения закачиваемой жидкости неперфорированными пластами.

Данный способ исследования можно применять в ситуации, когда скважину исследуют в процессе закачки, а потом останавливают и проводят исследования. Поскольку скважина под закачкой может находиться месяцами, то в режиме остановки через 240-360 минут восстановления температурного поля в скважине не происходит. Однако благодаря замеру в этом интервале времени получают более точное представление о поглощающих пластах в интервале перетока.

Проводились измерения, например, в нагнетательной скважине №1418 Западно-Ноябрьского месторождения в Западной Сибири в зоне фильтра, а также выше и ниже этой зоны. Колонна диаметром 146×127 мм, НКТ-73. Зумф на глубине 2620 м, фильтр в интервале 2572-2578 м, башмак НКТ - 2525 м. Измерение температуры выполнялось автономным прибором Гео-2 диаметром 36 мм.

На кривой 1 показаны результаты измерений фоновой температуры. На кривой 2 представлены результаты измерений температуры в процессе закачки жидкости. Дальнейшие измерения температуры (кривые 3-5) выполнялись после прекращения закачки жидкости при герметичном устье скважины. Для привязки к разрезу выполнено также измерение естественной гамма-активности пород (кривая ГК).

Как видно из анализа кривых, наблюдается охлаждение не только интервала пласта, залегающего против фильтра, но и интервалов выше и ниже залегающих пластов коллекторов (2545-2547, 2550,0 и 2555,5-2591,5 м). Это свидетельствует о том, что имеют место разрушения цементного камня и заколонный переток с уходом жидкости вверх до глубины 2545 м и вниз до глубины 2591,5 м. Этот интервал резко отличается замедленным темпом восстановления температуры по сравнению с выше и ниже расположенными участками.

Особенно же сильный заколонный переток жидкости имеет место в интервале перетока на участке скважины 2545-2572 м с самым замедленным темпом восстановления температуры.