Способ определения коэффициента пьезопроводности нефтяного пласта

 

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных скважин и предназначено для гидродинамических методов исследования . Цель изобретения - повышение точности и сокращение времени определения коэффициента при насосной экспдуатации скважин. Выбирают две скважины: воэмущаю1цую и реагирующую отстоящие одна от другой на известном расстоянии R. Создают упругую волну в пласте путем изменения режима рабо ты возмущающей скважины и прослеживают изменения состояния пластового флюида в возмущающей и реагирухщей скважинах. После изменения режима боты возмущающей скважины измеряют в ней уровень до. .момента начала изменения уровня в реагирукяцей скважине и по формуле вычисляют коэффициент пьеаопроводности. Данный способ расширяет диапазон методаисследов ания взаимодействия скважин и создает BOS можность определения коэффициента пьезопроводности при эксплуатации пласта насосными скважинами. 1 табл. (Л с

СОЮЭ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„,Я0„„1399457 А1 (50 4 E 21 В 47 00

У "уР43 : «д ..

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ,В»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

nO nEaAM ИЗОБРЕТЕНИЙ W ОТКРЫТИЙ (21) 4031712/22-03 (22) 03.03.86 (46) 30.05.88. Бюл. Ф 20 (71) Московский институт нефти и rasa им. И.М.Губкина (72) А.Б.Богачев (53) 622.27 (088.8) (56) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти.

Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова, М.:

Недра, 1963, с. 8-9.

Бузинов С.Н. и Умрихин И.Д. Иссле- дование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984, с. 114-143. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ,ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к эксплуатации нефтяных скважин и предназначено для гидродинамических методов исследования. Цель изобретения - повышение точности и сокращение времени определения коэффициента при насосной эксплуатации скважин. Выбирают две скважины: возмущающую и реагирующую, отстоящие одна от другой на известном расстоянии R. Создают упругую волну в пласте путем изменения режима работы возмущающей скважины н прослеживают изменения состояния пластового флюида в возмущающей и реагирующей скважинах. После изменения режима работы возмущающей скважины измеряют в ней уровень до..момента начала изме" нения уровня в реагирующей скважине и по формуле вычисляют коэффициент пьезопроводности. Данный способ расширяет диапазон метода исследования взаимодействия скважин и создает воз можность определения коэффициента пьезопроводности при эксплуатации пласта насосными скважинами. 1 табл, ll399457

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных скважин, в частности к гидродинамическим методам их исследования.

Целью изобретения является повышеS ние точности и сокращение времени определения коэффициента пьезопроводности при насосной эксплуатации скважин. 10

Сущность изобретения заключается в следующем. В основе его лежит выражение для определения переменнога во времени дебита скважины из упругого пласта при условии переменной депрес- 15 сии:

R „„„„(t> ж к2(е) 7 с .

Радиус условного контура пласта

R „ (t) представляет собой расстояние

От.ствола скважины дО той тОчки В пласте, куда на момент времени t дошла. волна возмущения, созданного этой скважиной. Для определения этой величинЫ Необходимым условием является

50 (6) 2ГКЬ aP(t)

q(t)- — — —— (1) R s)c(t)

n — —— г()р

20 где r — приведенный радиус скважиЛ ны, м;

R y (t) — радиус переменного условного контура пласта:

R ук(t).=r„ pt1+Ê(t) /1 Л/г2

SdP(t) dt

K(t) = — — —-о (3)

ЛГ(с) t

В случае исследования скважин путем замеров динамических уровней h(t) волномером на устье (в насосных или

:фонтанирующих скважинах) равенства . (3) будет выглядеть так:

Ф

lygth(t)dt )ah(t)dt

35 о о

K(t) -- — --- — — — = — — —— (4)

Pgah(t)- t dh(t). t где d 11 (t ) — с оо тв ет ствующие прир ащения динамических уровней после начала исследова40 ния.

Интеграл в числителе (4) представляет собой площадь под участком кривой

dh(t), ограниченную временем С.

Пренебрегая величиной г))о ввиду ее малости, уравнение (2) записывает- 45 ся в следующем виде:

R ÄÄ(t) = к(е)П е. (5)

Отсюда величину пьезопроводности пласта z: у

X= (7)

К2 (Т) .1(Т

1 Ь(t)dt

zc(t) = - — — —— (8)

ah(T)-T

В общем виде равенство (7) с учетом (8) станет выглядеть так: где

К2 ° Т ВЬ(Т1

$dh(t)dt (9) о

Последнее значение К(Т) (8) вычисляется по данным исследования уровня жидкости в возмущающей скважине от начала изменения.ее режима.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале выбираются две скважины, отстоящие одна от другой на известное расстояние R. При этом реагирующей скважиной может быть выбрана та из них, которая до исследования работала на установившемся режиме продолжительное время, в 1,5 раза и более превышающее предполагаемое время исследования, или простаивала. знание коэффициента пьезопроводности который в данном случае еще неизвестен. Однако (6) приобретает определенный смысл в случае исследования двух скважин, отстоящих одна от дру.гой на известное расстояние R методом их взаимодействия. Это происходит следующим образом. Резко изменив .режим возмущающей скважины (например, запустив ее в работу или, наоборот, остановив после продолжительной работы), и следя за изменением уровня в затрубном ее пространстве, фиксируется начало реакции скважины, которая была выбрана реагирующей, что будет выражаться в аналогичном изменении уровня в ней, найденного также методом волнометрии, или изменения дебита. Время, прошедшее от момента волнометрии, или изменения режима возмущающей скважины до начала реакции, зафиксированного в реагирующей скважине (Т), будет временем прохождения упругой волной расстояния К между исследуемыми скважинами в пласте.

При t T условный контур возмущения, движимый начальным участком этой волны, достигнет реагирующей скважины, а значит R „„(t) ..станет равным

R(R „„(Т)=R), тогда формула (6) примет следующий вид:

1399457

100

Запуск скважины

198

4000 298

8000 418

12000 488

16000 527

20000 546

24000 553

28000 555

318

388

427

446 13562666

453

455

32000 557 457

36000(T) 557

457 (й 11 (Т) ) Затем в возмущающей скважине резко изменяется режим работы, чем создается возмущение в пласте, и одновременно засекается время. Такое возмущение

5 может быть достигнуто пуском скважины после простоя, ее остановкой после продолжительной работы, или изменением режима работы путем, например, изменения диаметра регулируемого иголь- 10 чатого штуцера на устьес В возмущающей скважине при этом регистрируется с помощью волномера положение уровня жидкости в затрубном пространстве (динамического, если скважина работа- 15 ла, и статического, если простаивала) до начала исследования, а после создания возмущения в ней производится прослеживание уровня тем же способом через определенные промежутки време- 2р ни. Одновременно наблюдается волномером положение уровня в затрубном пространстве реагирующей скважины. Исследование прекращается, когда произойдет скачок уровня жидкости, зафик- 25 сированный волномером, а реагирующей скважине. Время, прошедшее до этого момента от момента создания возмущения, будет являться временем Т, а положение уровня в затрубном простран- 30 стве возмущающей скважины на момент окончания исследования - h(T). Далее рассчитываются приращения динамических уровней yh(t), определенных во время исследования, в том числе и йЬ(Т), представляющих собой разность между текущими значениями уровней

h(t) и его значением h до начала исследования. По численному ряду величин nh(t) находится интервал 40 т

)nh(t)dt аналитическим (например, по о известной формуле Симпсона), или графическим способом, при этом строится график зависимости nhf(t). А коэффи- 45 циент пьеэопроводности 3 определяется по формуле (9).

В случае, если какая-либо из скважин, реагирующая или возмущающая, или обе сразу эксплуатируются фонтан- 0 ным способом, указанный ход исследования не нарушается, поскольку фонтанную скважину можно исследовать как волномером, так и глубинным манометром. При исследовании глубинным манометром, спущенным на забой, вмес" то приращений n h(t) и nh(T) определяются соответствующие приращения

nP(t) и Р(Т)„ имеющие тот же физи-. ческий смысл, которые и подставляются в формулу (9).

Способ определения пьезопроводности пласта был реализован для следую". щих исходных данных: расстояние между скважинами 2250 м; время, прошедшее от момента возмущения пласта возмуща" ющей скважиной до начала реагирова-.. ния, Т=36000 с.

Дискретные значения динамического уровня во времени в пущенной s работу возмущающей скважине отображены s таблице. Там же находится результат расчета интеграла в квадратных скобках (8), вычисленного по формуле

Симпсона.

Далее используя последнюю графу таблицы и исходные данные, можно определить коэффициент пьезопроводности по формуле (8):

250г, 36000Г 457 1 — — — — — — — 0,814 и с (3, 14 13562666 l

=8140 смг /с) .

Предлагаемый способ позволяет определять коэффициент пьезопроводности пласта более точно по сравнению с другими способами за счет того, что в нем учитывается непостоянство дебита скважины, имеющее место при неустановившемся режиме фильтрации жидкости в пласте, на котором основаны исследования с целью нахождения

1399457 коэффициента Z. Кроме того, способ расширяет диапазон метода исследования взаимодействия скважин и создает возможность определения коэффициента пьезопроводности при эксплуатации пласта не только фонтанными скважинами, но и насосными вследствие использования доступного и технически несложного метода волнометРии, заменню- 10.гд щего спуск глубинного манометра на забой скважины. до момента начала изменения уровня в реагирующей скважине, а коэффициент пьезопроводности пласта z(м /с) определяют по формуле

V Т ah(r). х т У

g h(e)ae

Формула изобретения

Составитель М.Тупысев

Редактор З.Слиган Техред N.Õoäàíÿ÷ Корректор A.Îáðó÷àð

Заказ 2651/34 Тираж 531 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

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

Способ определения коэффициента пьезопроводности нефтяного пласта, включающий создание упругой волны в пласте путем измене. ия режима работы возмущающей скважины и прослеживание 20 изменения состояния пластового флюида, в возмущающей и реагирующей скважинах, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени определения коэффици- 25 ента при насосной эксплуатации скважин, после,изменения режима работы возмущающей скважины измеряют в ней изменение динамического уровня е е Т вЂ” время от начала изменения режима работы возмущающей скважины до момента начала изменения уровня в реагирующей скважине, с; (t) h(t)-h — изменение динамического уровня в возмущающей скважине h(t) по отношению к первоначальному установившемуся уровню в ней h до начала исследования,м;

ДЬ(Т). - соответствующее изменение уровня в возмущающей скважине по прошествии времени Т,м;

F. — расстояние между возмущающей и реагирую", щей скважинами, м.