Способ определения сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождения природных газов

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет обеспечения получения информации о раскрытости трещины. Для этого вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе. Осуществляют отбор проб из добывающей скважины (ДС). Определяют время появления индикатора в продукции ДС. Индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в нагнетательной скважине (НС) в один из объектов. С момента появления индикатора в продукции ДС другого обьекта определяют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции ДС во времени. По указанной зависимости определяют значения времен ti и t2, соответствующих концентрациям CIA и С2, удовлетворяющим условиям 0,1 Cm Ci Ca Cm, где Cm - величина пика концентрации индикатора при подходе его к ДС. По наличию индикатора в продукции ДС судят о сообщаемости объектов. Эффективную емкость системы фильтрующих трещин определяют из выражения пт mT {(fnCi/Co)2 (fnC2/Co)2x (Dm)172}: {fnCi fnC2 (EnCi/Co)2- -tfnC2/Co)2} (t2 - ti)1/2}. где Соисходная концентрация индикатора в закачиваемом газеносителе; Dm - коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м2/с; nru - коэффициент пористости трещин; hr - высота трещин. Скорость VT фильтрации газа в трещине определяют из выражения Л7тт {L (fnCi/Cof-(hC2/Co)(nCi/Co)2x xti - (tnC2/Co)2t2}, где L- расстояние между объектами в НС и ДС, м. В качестве индикатора в НС закачивают гелий. В качестве газа-носителя используют пластовый газ, 1 з.п. ф-лы. Ё сь 00 fc ю

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 47/10

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ вЂ”:-ях (21) 4668763/03. (22) 30.03.89 (46) 15.10.91е Бюл. 3Ф 38 (71) Московский институт нефти и газа им.

И.М. Губкина (72) К,С.Басниев, П.Г.Бедриковецкий, Ю.А.Журов, Н.В.Авраменко, З.А.Сухотина, И.Ф .Леонтьев, P.М.Тер-Саркисов, А.А.Валюшкин, А.Ф.Колесников, Н.А.Гужов и

В.Г. Падюк (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 840319, кл. Е 21 В 47/00, 1971.

Авторское свидетельство СССР

hh 1017794, кл. E 21 В 47/00, 1983. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СООБЩАЕМОСТИ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ

ОБЪЕКТОВ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретения — повышение эффективности способа за счет обеспечения получения информации о раскрытости трещины. Для этого вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе. Осуществляют отбор проб из добывающей скважины (ДС). Определяют время появления индикатора в продукции ДС. Индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Цель изобретения — повышение эффективности способа за счет обеспечения воз„„Я „„1684491 А1 нагнетательной скважине (НС) в один из объектов. С момента появления индикатора в продукции ДС другого объекта определяют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции ДС во времени. По указанной зависимости определяют значения времен t1 и t2, соответствующих концентрациям С1„ и С2, удовлетворяющим

УсловиЯм 0,1Cm C1< C2 0m, где Cm— величина пика концентрации индикатора при подходе его к ДС. По наличию индикатора в продукции ДС судят о сообщаемости объектов. Эффективную емкость системы фильтрующих трещин определяют из вырахгения Пг m = {({nCt/Со) t,-({nCz/Co) х

xtz) (On) ) . .{FnCt пСт (3(((nCt/Со) - а

-{{пСа/Co) } (tz -. tt)) }, где Со исходная концентрация индикатора в закачиваемом газе- носителе; 0m — коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м /с; в{в

2 коэффициент пористости трещин; hT — высота трещин. Скорость% фильтрации газа в трещине определяют из выражения V>/m< =

=(1 ((ЬС1/Cp) — (РПС2/Cp) )}: ((ЬС1/Со) х

xti — ({лС2/Со) t2), где L — расстояние между объектами в НС и ДС, м. В качестве индикатора в НС эакачивают гелий. В качестве газа-носителя используют пластовый газ, 1 э.п. ф-лы. можности получения информации о раскрытости трещины.

Для реализации способа необходимо осуществить введение в пласт через нагнетательную скважину индикатора в носителе, отбор проб из добывающей скважины и on1684491 т 0,11 223,6 7758990 5 с.

3,17 10

Рассчитывают ширину ореола рассеивания индикатора

Ч (((ln С(/Со ln Сг/Со) ) 40 Н вЂ” 2 12 10 7758990 5 О 192

10 (! и С /Со)2 tq — (In Cz/C<) tz

Затем рассчитывают необходимое когде L — расстояние между объектами в на- личество индикатора — гелия для закачки в гнетательной и добывающей скважинах, м. 45 пласт

0,11 (43,14 ) 10 2 223,6 50 м 0,192 м 53 МПа 1

3,17 10 223,6 м

= 138,7 м

1,2 0,1 МПа

В нагнетательную скважину, вскрывающую первый объект, при помощи компрессора закачивают 138,7 м гелия и продавливают его из ствола скважины в

50 пласт пластовым газом в объеме 54 м .

Регистрируют моменты закачки индикатора в нагнетательную скважину и появления его в продукции добывающей скважины. В продукции добывающей скваРассчитывают дебит галереи

g> = 3,17 10 6 м/с 50м 0,192м =

3,04 10 м /с.

Рассчитывают начальную концентрацию индикатора на нагнетательной скважине з — 138,7 м

7758990,5 c 3,04 10 м /(: ределение времени появления индикатора в продукции добывающей скважины.

Индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе. вводят в нагнетательной скважине в один из объектов. С момента 5 появления индикатора в продукции добывающей скважины другого обьекта определеяют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции добывающей сква- . жины во времени и по этой зависимости 10 определяют значения времен t< и tz, соответствующих концентрациям С1 и Cz, удовлетворяющим„условиям

0,1Сп «С1(Cz «Cm, где Cm — величина пика концентрации инди- 15 катора при подходе его к добывающей скважине, по наличию индикатора в продукции добывающей скважины судят о сообщаемости объектов, а эффективную емкость системы 20 фильтрующих трещин определяют из выражения ((с„ с.3 ((-Р с,/с tel o

Ьт (пт 25

In c(In с v3 ((I((с(/co} — (In сйо) ) (1г — ц) где С1 и Cz — значения концентрации индикатора в продукции добывающей скважины соответственно на моменты времени 1 и tz; 30

Co — исходная концентрация индикатора в закачиваемом газе-носителе;

Dm — коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м2/с;

mT — коэффициент пористости трещин; 35

h — высота трещин, а скорость фильтрации газа в трещине определяют из выражения

При этом в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают гелий, а в качестве газа-носителя используют пластовый гаэ.

Пример. На месторождении выбирают нагнетательную скважину, вскрывающую первый объект, и добывающую скважину, вскрывающую второй объект. находящиеся на расстоянии Н = 200 м, скорость фильтрации газа в пласте U = 100 м/г, Перфорированная часть пласта В = 50 м.

Расстояние между объектами в нагнетательной и добывающей скважинах по вертикали

I = 100 м, Средняя пористость, определенная интерполяцией данных по керну, составляет m = 0,11. Коэффициент конвективной диффузии индикатора — гелия

D = 10 м /с, Коэффициент сверхсжимаемости природного газа в пластовых условиях

Z» = 1,2, в атмосферных условиях 2 = 1.

Пластовое давление Рл(= 53 МПа, атмосферное P» = 0,1 Mila. Коэффициент молекулярной диффузии индикатора Dm = 10 м /с.

Вычисляют расСтояние между максимально удаленными объектами в нагнетательной и добывающей скважинах по формуле

= 6 0:0

Определяют время, за которое пик оторочки достигает добывающей скважины

1б84491 чт 22

mr -5.9 9

2,06 10 и/с.

Раскрытость трещины, соединяющей два объекта, рассчитывают по формуле

Цп C>/Ñ,; t> — (In Сг/С )г tzl "О" т mT — ——

In С1» Сг >3 ((ln C>/C„) — (In Сг/со) ) (г —,1) где С, и С2 — значение концентрации индикатора в продукции добываюгцей скважины соответственно на моменты времени t1 и t2;

С0 — 11сходная концентрация индикатора в закачиваемом газе-носителе;

Om — коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м /C; п — коэффициент пористости трещины;

hT — высота трещины, а скорость фильтрации газа в трещине определяют из выражения

vò i ((In с\/со) о czic ) (п С1 -Соp 1-(io с2/С.) 2 где L — расстояние между объектами в нагиетательной и добывающей скважинах, м.

2. Способ по и. 1, отличающийся тем, что в качестве индикатора в нагнетательную скважину эакачивают гелий, а в качестве газа-носителя используют пластовый газ, Составитель B.Ñòðåÿü÷åíõo

Редактор М.Кобылянская Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С.Шевкун

Заказ 3493 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород. ул, Гагарина, 101 жины через время t1 = 9,2 10 с появился гелий с концентрацией С = 1,6 10, а через время t2 = 1,3 10 с его концентра6 ция возросла до С2 = 4.5 10

-з

На основании полученных данных делают заключение о наличии вертикальной сообщаемости между объектами в районе нагнетательной и добывающей скважин.

Рассчитывают скорость фильтрации в трещине на участке между скважинами 10

t, °, . ЖВ 92 10 -(-46 ) .1з. 0 .10 2 20

3(-643)(-54)(-59) — (-4В7) .13 19 92 10с

- 9.76 1О "и, Следовательно, между двумя объектами на участке между указанными скважинами существует вертикальная сообщаемость.

Раскрытость трещины 9,76 . 10 м, скорость фильтрации 2,6 . 10 м/с.

Применение изобретения при разра- ботке газоконденсатных месторождений и контроле процесса разработки позволяет осуществлять контроль за движением сухого газа при реализации сайклинг-процесса на многопластовых месторождениях природного газа. При этом становится возможным определение направления фильтрации, скорости фильтрации в системе трещин и раскрытость вертикальных трещин.

Формула изобретения

1. Способ определения сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождения природных газов, основанный на введении в пласт через нагнетательную скважину индикатора в носителе, отборе проб из добывающей скважины и определении времени появления индикатора в продукции добывающей скважины, o Tll и чаю щи йся тем, что,с целью повыогения "-.ôôåKTI4âI!ocòè способа путем обеспечения получения информации о раскрытости трещины, индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в нагнетательной скважине в один из объектов, с, момента появления индикатора в продукции добывающей скважины другого объекта определлют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции добыва1ощей скважины во времени и по этой зависимости определя1от значение времен t I и t2, соответству1ощих концентрациям С» и С2, yr..овлетворяющим условиям

0,1(-m С1 (С2 — (-m, где С, -- величина пика концентрации индикатора при подходе его к добывак;щей скважине, по налич11ю индикатора в продукции добывающей скважины судят а сообщаемости об ектов. а эффективную е14кость системы фильтрующих трещин определяют из выражения: