способ определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи

Формула изобретения

Способ определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи, включающий закачку внешнего газообразного агента в нагнетательные скважины, отбор и исследование продукции добывающих скважин, а также построение схемы поступления внешнего газообразного агента в добывающие скважины, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин, в результате которых определяют литологическое расчленение геологического разреза, вскрытого этими скважинами, интервалы притока флюида в добывающих скважинах и интервалы поглощения внешнего газообразного агента в нагнетательных скважинах, на основании полученных данных определяют нагнетательные и добывающие скважины, которые должны быть газодинамически связаны между собой, далее поочередно прекращают закачку внешнего газообразного агента в нагнетательные скважины, при этом переводят на замерные линии те добывающие скважины, в которых на основании данных геофизических исследований определена газодинамическая связь с нагнетательной скважиной, в которую прекращается закачка внешнего газообразного агента, и исследуют изменение дебита газа сепарации, а также его состава посредством промышленных хроматографов на установке комплексной подготовки газа, на основании полученных данных судят о реакции переведенных на замерные линии добывающих скважин на прекращение закачки в одну из нагнетательных скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения, осуществляемой с нагнетанием внешнего газообразного агента (сухого газа), для определения направления фильтрации этого агента от нагнетательных к добывающим скважинам.

В уровне техники известны способы, с помощью которых возможно решение задачи по определению направления фильтрации сухого газа от нагнетательных к добывающим скважинам. Так, известен принятый нами за прототип способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа, заключающийся в том, что в пласт в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе. В каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества. Количество индикатора определяется по приведенной формуле. В период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин. Определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин. По формулам находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, и долю мигрирующего газа. Строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны (патент РФ № 2167288, МПК⁷ Е21В 47/00, Е21В 47/10, опубл. 20.05.2001).

Однако данный способ требует проведения дополнительных дорогостоящих операций по приготовлению микрогранул индикатора и его закачке в нагнетательные скважины.

Задачей заявленного изобретения является создание не уступающего в точности в сравнении с прототипом способа определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи без внесения значительных изменений в действующую технологическую схему разработки газоконденсатного месторождения, который в итоге позволит обеспечить повышение коэффициента извлечения конденсата, путем перераспределения объема и фронта закачиваемого сухого газа с учетом конкретных горно-геологических особенностей строения газоконденсатной залежи и местоположения добывающих скважин, а также определить оптимальное местоположение нагнетательных скважин.

Технический результат, достигаемый при осуществлении заявленного изобретения, проявляется в сохранении точности определения направления фильтрации внешнего газообразного агента от нагнетательных к добывающим скважинам без внесения значительных изменений в действующую технологическую схему разработки газоконденсатного месторождения.

Поставленная задача и технический результат в способе определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи, включающем закачку внешнего газообразного агента в нагнетательные скважины, отбор и исследование продукции добывающих скважин, а также построение схемы поступления внешнего газообразного агента в добывающие скважины, решается и достигается тем, что проводят геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин, в результате которых определяют литологическое расчленение геологического разреза, вскрытого этими скважинами, интервалы притока флюида в добывающих скважинах и интервалы поглощения внешнего газообразного агента в нагнетательных скважинах, на основании полученных данных определяют нагнетательные и добывающие скважины, которые должны быть газодинамически связаны между собой, далее поочередно прекращают закачку внешнего газообразного агента в нагнетательные скважины, при этом переводят на замерные линии те добывающие скважины, в которых на основании данных геофизических исследований определена газодинамическая связь с нагнетательной скважиной, в которую прекращается закачка внешнего газообразного агента, и исследуют изменение дебита газа сепарации, а также его состава посредством промышленных хроматографов на установке комплексной подготовки газа, на основании полученных данных судят о реакции переведенных на замерные линии добывающих скважин на прекращение закачки в одну из нагнетательных скважин.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- проводят геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин, в результате которых определяют литологическое расчленение геологического разреза, вскрытого этими скважинами, интервалы притока флюида в добывающих скважинах и интервалы поглощения внешнего газообразного агента в нагнетательных скважинах;

- на основании полученных данных определяют нагнетательные и добывающие скважины, которые должны быть газодинамически связаны между собой;

- далее поочередно прекращают закачку внешнего газообразного агента в нагнетательные скважины, при этом переводят на замерные линии те добывающие скважины, в которых на основании данных геофизических исследований определена газодинамическая связь с нагнетательной скважиной, в которую прекращается закачка внешнего газообразного агента, и исследуют изменение дебита газа сепарации, а также его состава посредством промышленных хроматографов на установке комплексной подготовки газа;

- на основании полученных данных судят о реакции переведенных на замерные линии добывающих скважин на прекращение закачки в одну из нагнетательных скважин.

Изложенная выше совокупность признаков не известна из источников патентной и научно-технической информации, поэтому заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «Новизна».

Заявленное изобретение для специалиста явным образом не следует из уровня техники, при этом нами не выявлены решения, имеющие совпадающие признаки, поэтому мы считаем, что заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «Изобретательский уровень».

Заявленное изобретение успешно прошло испытания в районе УКПГ-1 (установки комплексной подготовки газа) Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), что позволяет сделать вывод о его соответствии условию патентоспособности «Промышленная применимость».

Способ определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи осуществляется в следующей последовательности.

Сначала проводят геофизические исследования (ГФИ) нагнетательных и добывающих скважин. Целью ГФИ является определение литологического расчленения геологического разреза, вскрытого этими скважинами, интервалов притока флюида в добывающих скважинах и интервалов поглощения внешнего газообразного агента в нагнетательных скважинах. На основании полученной в результате ГФИ информации определяют нагнетательные и добывающие скважины, которые возможно газодинамически связаны между собой. Затем в одну из нагнетательных скважин прекращают закачку внешнего газообразного агента, а добывающие скважины, в которых предположительно установлена газодинамическая связь с этой нагнетательной скважиной, переводят на замерные линии, на которых определяют изменение дебита газа сепарации. При этом на промышленных хроматографах, установленных на УКПГ, исследуют изменение состава газа сепарации, определяя тем самым его газоконденсатную характеристику. На основании полученных данных судят о реакции добывающих скважин на прекращение закачки в одну из нагнетательных скважин. Далее процесс повторяют, поочередно прекращая закачку в каждую из нагнетательных скважин. После осуществления указанных действий со всеми нагнетательными скважинами строят схему поступления внешнего газообразного агента в добывающие скважины.

Сущность заявленного изобретения поясняется примером его осуществления и графическими материалами, где в таблице изложены основные результаты газоконденсатных исследований добывающих скважин, задействованных на промышленном полигоне в районе УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ и прореагировавших на остановку закачки сухого газа в нагнетательную скважину 102, на фиг.1 изображена схема поступления сухого газа в добывающие скважины, задействованные на промышленном полигоне в районе УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ, а на фиг.2 изображена динамика содержания конденсата и доли сухого газа в продукции скважины 159, расположенной в районе УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ.

Вуктыльское НГКМ находится на заключительной стадии разработки и характеризуется высокими этажом газоносности, составляющим около 1500 м, и начальным содержанием конденсата в газе (более 300 г/м³). На Вуктыльском НГКМ в районе УКПГ-1 с 1997 г. проводятся работы по воздействию на пласт внешним газообразным агентом с целью доизвлечения выпавшего в пласте конденсата. В ходе проведения этих работ возникла необходимость определения направления фильтрации внешнего газообразного агента в газоконденсатной залежи без внесения значительных изменений в действующую технологическую схему разработки месторождения с целью повышения коэффициента извлечения конденсата, путем перераспределения объема и фронта закачиваемого агента с учетом конкретных горно-геологических особенностей строения газоконденсатной залежи и местоположения добывающих скважин, а также определить оптимальное местоположение нагнетательных скважин.

В качестве внешнего газообразного агента на Вуктыльском НГКМ используется сухой газ, добытый в Северных районах Тюменской области (СРТО) и транспортируемый по трубопроводной системе магистрального транспорта газа СРТО-Ухта-Торжок.

Для примера рассмотрим реакцию на прекращение закачки внешнего газообразного агента в нагнетательную скважину 102 (см. чертеж), расположенную в районе УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ.

Нагнетательная скважина 102 располагается на северной переклинали северного купола Вуктыльского НГКМ. С учетом полученных в результате проведенных в районе УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ ГФИ данных о литологическом расчленении геологического разреза, вскрытого нагнетательными и добывающими скважинами, а также об интервалах притока флюида в добывающих скважинах и интервалах поглощения сухого газа в нагнетательных скважинах, было установлено, что нагнетательная скважина 102 предположительно находится в газодинамической связи с добывающими скважинами 15, 66, 95, 101, 261, 262 и нагнетательной скважиной 159, работающей в режиме отбора продукции с 2000 года, так как газопоглощающие интервалы нагнетательной скважины 102 вскрыты в отложениях московского яруса среднего карбона, стешевского и тарусского горизонтов серпуховского яруса нижнего карбона и веневского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а газоотдающие интервалы добывающих скважин 15, 66, 95, 101, 261, 262 и 159 отмечаются в московском ярусе, стешевском и тарусском горизонтах серпуховского яруса и веневском горизонте визейского яруса.

Закачка сухого газа в нагнетательную скважину 102 в целях определения путей его поступления в добывающие скважины была прекращена 17 июня. Сразу после прекращения закачки на замерные линии были переведены добывающие скважины 15, 66, 95, 101, 261, 262 и 159. После чего по показателям изменения дебита и состава газа сепарации, полученным в результате газоконденсатных исследований, проведенных в течение 4 дней спустя остановки закачки (см. табл.), было установлено, что, например, по скважине 262 дебит газа сепарации уменьшился с 84,9 до 79,8 тыс. м³/сут, доля сухого газа в продукции этой скважины уменьшилась с 99 до 97%, содержание конденсата в продукции (из расчета на 1 м³ сухого газа) увеличилось с 23,7 до 28,0 г/м³. То есть установлено, что скважина 262 реагирует на прекращение закачки в скважину 102, при этом сухой газ, с учетом анализа газопоглощающих и газоотдающих интервалов этих скважин, поступает по отложениям веневского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Аналогичные изменения были обнаружены и по остальным скважинам, при этом работающими интервалами в скважине 101 являются московские отложения, в скважинах 261 и 159 - серпуховские отложения, в скважине 66 - башкирские и серпуховские отложения, а в скважине 95 - московские и серпуховские отложения.

Следует отметить, что переводу нагнетательной скважины 159 в фонд добывающих предшествовало проведение работ, аналогичных проведенным на скважине 102. Однако ни одна из добывающих скважин, которые, как полагалось, находятся в газодинамической связи со скважиной 159, не прореагировала на прекращение в скважине 159 закачки сухого газа. После прекращения закачки сухого газа в скважину 102 по заявленному изобретению была установлена газодинамическая связь со скважиной 159 по серпуховским отложениям. После чего данную скважину перевели в фонд добывающих. В течение двух месяцев после перевода скважина работала без выноса жидкой фазы с забоя, доля сухого газа составляла 95%, но спустя указанное время в продукцию скважины отмечено поступление конденсата. Содержание конденсата в продукции (из расчета на 1 м³ сухого газа) составило 10,8 г/м³ и в дальнейшем содержание конденсата стало увеличиваться (см. фиг.2).

Описанные примеры осуществления заявленного технического решения и графические материалы позволяют утвердительно заявить о возможности решения поставленной перед изобретением задачи и достижении указанного технического результата.

Таблица
Номер скважины	Дебит газа сепарации, тыс. м3/сут	Доля сухого газа в продукции скважины, %	Компонентный состав добываемой продукции, мол. %	Содержание конденсата в продукции скважины на 1 м3 сухого газа продукции, г/м3
C1	C 2	С3	iC4	nC4	C5+	N 2	CO2	С2-С 4	С3 -С4
15	60,4	29	83,13	7,58	3,52	0,54	1,06	0,75	3,35	0,07	12,70	5,12	57,5
59,6	28	82,85	7,60	3,55	0,56	1,09	0,89	3,38	0,08	12,80	5,20	57,9
66	128,6	76	90,95	3,45	1,68	0,27	0,63	1,33	1,63	0,06	6,03	2,58	48,1
127,8	72	90,35	3,66	1,75	0,32	0,70	1,37	1,79	0,06	6,43	2,77	48,9
95	148,8	96	96,62	1,23	0,55	0,07	0,17	0,45	0,87	0,04	2,02	0,79	23,4
141,0	93	96,25	1,30	0,57	0,09	0,20	0,55	1,00	0,04	2,16	0,86	25,1
101	73,4	15	80,13	8,83	3,95	0,55	1,17	1,55	3,72	0,10	14,50	5,67	56,3
71,3	9	79,24	9,04	4,08	0,67	1,33	1,59	3,94	0,11	15,12	6,08	58,6
159	53,1	80	93,42	2,71	1,26	0,22	0,46	0,44	1,43	0,06	4,65	1,94	27,8
52,7	78	93,13	2,74	1,29	0,24	0,48	0,57	1,51	0,04	4,75	2,01	28,6
261	144,7	83	93,03	2,51	1,23	0,18	0,49	1,21	1,31	0,04	4,41	1,90	44,2
142,3	81	92,75	2,57	1,29	0,21	0,51	1,26	1,36	0,05	4,58	2,01	44,9
262	84,9	99	97,13	0,93	0,34	0,03	0,10	0,62	0,80	0,05	1,40	0,47	23,7
79,8	97	96,69	1,05	0,40	0,05	0,12	0,77	0,87	0,05	1,62	0,57	28,0
Основные результаты промысловых исследований до остановки закачки сухого газа в нагнетательную скв. 102.
Основные результаты промысловых исследований в период реакции на остановки закачки сухого газа в нагнетательную скв. 102.