Способ определения работающей толщины пласта

 

Изобретение относится к области добычи нефти. Цель изобретения - повьппение точности и упрощение технологии способа. Спускают глубинный прибор в работающую скважину и проводят измерения. Измеряют дебит скважины и регистрируют кривую восстановления забойного давления после остановки скважины. Полученную кривую перестраивают в координатных осях Pc(t)Vt-t. Определяют наклон i 1 начального прямолинейного участка и время отклонения tp фактической кривой от прямолинейной зависимости дРс(t) , t, Перестраивают кривую восстановления давления в координатных осях ЛР(. (t )1 / Vt, Определяют наклон прямолинейного участка 12. Толщину пласта определяют по ф-ле (/()« к((1 1- 1 Ьн)/(рде г/) где о - коэффициент , учитывающий расположение вскрытого интервала относительно кровли; Q - дебит скважины до остановки в нормальных условиях, кг/с; объемный коэффициент нефти, /i - коэффициент упругоемкости залежи , Па . 3 ил., 1 табл. i СЛ со 00 СХ

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ÄÄSUÄÄ 1373800 А1 (д1) 4 Е 21 В 47/10 l3 .

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ЫЬА1":

К АВТОРСКОМ .Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 4105250/22-03 (22) 29. 07. 86 (46) 15.02.88. Бюл. У 6 (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности (72) М.В.Сиятский, В,В.Бочаров, С.А.Сааков и В.В.Белов (53) 622.27(088.8) (56) Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений, М.: Недра, 1978, с,87-98, 133-159. (54 ) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАБОТАИЩЕИ

ТОЛП1ИНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к области добычи нефти. Цель изобретения — повьппение точности и упрощение технологии способа. Спускают глубинный прибор в работающую скважину и проводят измерения. Измеряют дебит скважины и регистрируют кривую восстановления забойного давления после остановки скважины. Полученную кривую перестраивают в координатных осях и Р (t) Et-t...Определяют наклон начального прямолинейного участка и время отклонения t„ фактической кривой от прямолинейной зависимости

DP,(t) +t=i, t. Перестраивают кривую восстановления давления в координатных осях и P, (t ) -1/ Й, Определяют наклон прямолинейного участка i p . Толщину пласта определяют по ф-ле h=I/(i, Et ) ° с

«((i < Q b„)/(„,; ), где « — коэффициент, учитывающий расположение вскрытого интервала относительно кров- чу Г ли; Q — дебит скважины до остановки С, в нормальных условиях, кг/с; Ь вЂ” объемный коэффициент нефти, м /м ; 2 р" — коэффициент упругоемкости saлежи, Па . 3 ил., 1 табл.

1373800

Изобретение относится к добычи нефти и может быть использовано для определения работающей толщины массивного пласта с аномально высокими давлениями и температурой, дренируемого несонершенной по степени вскрытия скважиной.

Целью изобретения является повьгшение точности определения величины работающей толщины пласта и упрощение технологии способа оценки работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине.

На фиг.1 изображена кривая восстановления забойного давления; на фиг.2 — кривая восстановления данления и координатах Р,,(t) Et-t1 на фиг.3 — то же, в координатах лР, (t)-1/ t, Теоретическое обоснование предлагаемого способа заключается в следующем.

Распределение давления в пласте после остановки скважины описывается уравнением

15

25

d P(r t) 1 aP(r t) 1 dP(r t) r

+ — - ----z =- ---- --,(1)

Br r ar г at

30 давление; радиальная координата; время после остановки скважины; где P коэффициент пьезопроводности пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; коэффициент упругоемкости пласта.

В начальный период времени процесса вос.станонления давления происходит неустановившаяся плоскорадиальная фильтрация в интервале работающей толщины h пласта. Радиус границы возмущенной зоны R согласно теории упругого режима равен РWzt, где д"некоторая постоянная. Приток н скважину после остановки можно аппроксимировать уравнением

Г = Q ехр(-à -t), где Q — дебит скважины до останово ки; а > 0 — некоторая постоянная.

С учетом изложенного, граничные условия для уравнения (1) примут вид

P(r, t=0)=P(r); P(r -О,t) с, А

= const; (2) аP(r=R t) и 0 exo(-at) г

dr 2 i khan Z7*

t где р — плотность нефти в пластовых услов иях.

Приближенное решение уравнения (1) с граничными условиями (2) — (3) методом интегрального преобразования

Лапласа имеет вид

?И

ВР, (t) -P (r, t) -Р (r) =--=----- Й . (4)

ЯсЬрd .ГЕ, Зависимость (4), спустя несколько секунд после остановки скважины, удовлетворительно описывает процесс роста забойного давления, пока приток в скважину не снизится до 20-307 первоначального дебита.

В осях Р,(t) Й-t уравнение (4) есть уравнение прямой линии, по наклону i, которой можно определить гидроприводность пласта д P(R t) 2 dP(R t)

А + . 2 аК R dR

1 аР(К t)

А

Х Bt (6) где К вЂ” сферическая координата.

Принимаем граничные условия вида эt) P 1 P(Rå t 0) Ро 1 (7) а P(R=R«t)

2 1 (8) где P, — пластовое давление;

Rc — радиус скважины н сферических координатах, Величину Q можно принять постоянной, так как на этой стадии процесса неустановившейся фильтрации приток в скважину незначительный и не влияет на КВД.

Приближенное решение уравнения (6) с граничными условиями (7) †(8) после использования интегрального преобразования Лапласа и аппроксимации интегральной показательной функции для малых аргументов имеет вид

kh 20 (5)

1А . 2

l - тf г

Известно, что с течением времени процесс неустановившейся фильтрации охватывает более удаленную область пласта, течение становится искривленным и его приближенно можно рассматривать KGK сферически-радиальное.

Уравнение (1) в сферических координатах имеет вид

1373800

c1P, (t) P, — P(R, t) 8 Πà Rr. !

0 tr

211k) R, t

t (9)

В осях SP (t) — l/EC уравнение(9) .есть уравнение прямой линии, по наклону i которой можно определить nak раметр

1 3Q (1О)

Ti 4(t,)р

Решая совместно уравнения (5) и (10), можно определить работающую толщину пласта

15

Способ определения работающей толщины пласта по данным исследования

2 s 4Q(i.;)

h = (1 1)

Е2 /о

Зависимость (» ) получена в пред— положении, что скважина вскрывает кровлю (подошву) пласта. Если вскры— тый интервал расположен в центре пласта, то уравнение принимает вид

2 3 4Q(t2)

h = -- —--- (12) ,г

Постоянная d =0, 985 определена путем сопоставления расчетов, проведенных по формуле (5) и известной зависимости И.АтЧарного и И.Д.Умрихина.

В качестве t< необходимо принимать время отклонения фактической КВД от прямолинейной зависимости nP (t) Tt

1,t.

Способ осуществляется следующими действиями: замеряют дебит скважины производят спуск глубинного манометра в скважину; замеряют забой- 40 ное давление Рс; закрывают скважину и фиксируют рост восстановления давления на забое скважины (КВД) во времени Р (t) полученную кривую восстановления давления перестраивают 45 в координатных осях z P,(t) Ft-t; определяют наклон i начального прямолинейного участка и время отклонения фактической кривой от прямолинейНоА 3RBHcHMocTH nPt(t) 1 1t! крн 50 вую восстановления давления перестраивают в координатных осях Р (t) — 1/ Ci; определяют наклон прямолинейного участка i, производят расчет работающей толщины плас- 55 та по формуле (11) или (12) . несовершенной по степени вскрытия

cKBRxHHbl дренирующей массивный пласт, был использован на примере эксплуатационной скважины глубиной

2690 м, дренирующей пласт в интервале 2630-2670 м, что соответствует середине продуктовного пласта. Скважина работает с дебитом Q=0,21 кг/с.

Плотность дегаэированной нефти р„

= 823 кг/м, объемный коэффициент

b„ 1,29 м /и . Коэффициент упругоемкости раэ1забатываемой залежи )8

=0,45 10 Па

В работающую скважину произвели спуск глубинного манометра МГН-2, замерили забойное давление P с

l7,О6 МПа. Закрыли скважину на устье и зафиксировали рост забойного давления в течение 23340 с. Произвели подъем глубинного манометра и расшифровали картограмму, В результате интерпретации данньм картограммы давления получена кривая восстановления давления (фиг.l (численные значения приведены в таблице, графы 2 и 3), где на оси ординат — значения перепада давления

4Р,(t), на оси абсцисс — величина момента времени, соответствующего данному перепаду. Для точки 2 моменту времени t=2408c соответствует

nP(t)=О,64 МПа. Для других точек аналогично. Для каждой точки кривой восстановления давления рассчитывают величину аР (t)

Для точки 2: ЬР (о) rr=0,64 "/2400

= 31,4 МПа с.

Для остальных точек производят расчет аналогичным образом.

Производят построение кривой восстановления давления в осях 4!P0()

Для точки 2 моменту времени t

2408с соответствует значение

n P (t ) К = 3 1, 4 МПа Р с .

Определяют наклон начального прямолинейного участка полученной кривой по точкам 4 и 8. Для этого производят вычисление:

1 = -- — --- =3,9 -10 Па/<с °

Y+ — Y8 -Ф

Х вЂ” Хв

Определяют время отклонения кривой от прямолинейной зависимости

4Р (t) Pt=it, с =15000 с.

1373800, э (° )гд,ъ

1, и ДЕГ/"

10 где

20

25 аР

Г

35

РДЕГ

b н

О, . 2 2408

3 4464

4 6764

5 7731

0,64

3l,4

0,020

О, 015

О, 012

0,011

1,25

83,5

1,93

158,7

2,23

196,1

Для каждой точки замеренного времени процесса восстановления давления определяют величину 1/ Й (табл. графа 5) °

Для точки 2 момент времени t

2480 с, соответственно 1/

Производят построение кривой восстановления давления в осях ЛРс(t)

-1/

Для точки 3 значению 4Р ()

1,25 ИПа соответствует значение

1/ Et=0, 015 1/ <с.

Определяют наклон прямолинейного участка полученной кривой по точкам

l7 и 19. Для этого производят вычисления:

= — -- — -- = 83,33.10 Па/Ус.

Y 15 -Y17 1

Учитывая, что вскрытый интервал расположен в центре пласта, по формуле (12) определяют толщину пласта

h-= =40,27 м

i,J

Работающая толщина пласта, определенная по результатам термометрии скважины, составила ориентировочно

50 м.

Формула изобре тения

Способ определения работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине, включающий спуск глубинного прибора и проведение измерений в работающей скважине, отличающийся тем, что, целью повышения точности и упрощения технологии способа, замеряют дебит скважины и регистрируют кривую восстановления забойного давления

5 (КВД) после остановки скважины, а раб о тающую толщину пла с та h оп ределяют по формуле коэффициент, учитывающий расположение вскрытого интервала относительно кровли (подошвы) пласта (с =

=5,19 при расположении вскрытого интервала в центре пласта, 1 =3,27 при расположении вскрытого интервала у кровли или подошвы пласта); наклон начального прямолинейного участка КВД в коор. динатных осях S Р, (t) v e-t, Па с изменение забойного давления во время остановки скважины, Па; время отклонения фактической КВД в координатных осях 1Р,(t)

LIP (t) =, с, наклон прямолинейного участка КВД в координатных осях d P, (t) — 1/ t,Ïà- с ; плотность дегаэированной нефти, кг/м ; дебит скважины до остановки в нормальных условиях, кг/с; объемный коэффициент нефти, м /м коэффициент упругоемкости залежи, Па .

1373800

Продолление таблицы

2„82

0,020

0,009

3 45

3,61

3,61

3,91

3,99

4,07

4,14

4,19

4,23

4,27

4,31

4 ° 33

4.35

4,38

6 9792 . 7 12551

8 13300

8 13300

9 14513

10 15278

11 16010

12 16485

I3 17197

14 17849

15 18249

l6 !9002

17 19881

18 20836

l9 23340

279,0

386,5

4I6,3

4I6,3

471,0

493,2

514,9

531,5

549,5

565,1

576,8

594,1

610,92

627,91

668,97

О, 0086

О, 0083

О, 0081

О, 0079

0,007?

0,0076

0,0075

0,0074

0,0073

0,0071

О, 0069

0,0065

1373800

sag(9f

Ф/70 С

1УРО

tP КТО

g,ñ хв,ФРс )

Ф/ х

Составитель М.Тупысев

Редактор Н.Слободяник Техред И.Ходанич Корректор А Ильин

Заказ 542/24 Тираж 530 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Производственно-полиграфическое предприятие,г.Ужгород,ул.Проектная,4