СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ Российский патент 1994 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к геофизическим и гидродинамическим исследованиям нефтегазоносных скважин в процессе их испытаний, опробований и эксплуатации и может быть использовано при разведке и разработке нефтегазовых месторождений.

Известен скважинный способ определения давления насыщения нефти газом в пласте, предусматривающий многоразовый замер забойных давлений при различных дебитах нефти путем построения индикаторной кривой (кривой притока) в координатах: забойное давление (Р_заб), дебит нефти (Q), на которой давление насыщения нефти в пласте определяют точки перехода линейного участка в нелинейный [1].

Недостатком данного способа является трудоемкость определения точки перехода, обусловленная многократными пусками и остановками скважин с различным дебитом, что в условиях промысла мало приемлемо, следствием этого является снижение точности измерений.

Известен способ определения давления насыщения нефти газом в скважине, включающий измерение давления в скважине при различных гидродинамических режимах, по которому с целью повышения точности определения и упрощения технологии измерения одновременно измеряют давление и температуру потока и по скачку температурной кривой судят о давлении насыщения [2].

Недостатком способа является неудовлетворительная точность измерений за счет регистрации косвенного эффекта, т.е. скачок - измерение температуры может произойти, например, из-за перетока флюида из пласта или в пласт.

Изобретение решает задачу повышения точности измерения давления насыщения нефти газом в скважине.

Способ определения давления насыщения нефти газом наряду с измерением давления и температуры предусматривает одновременно регистрацию диаграмм изменения давления жидкости в работающей скважине, а также регистрацию диаграммы изменения состава флюида по стволу скважины на участке выше интервала перфорации и профиля притока в интервале перфорации при различных динамических давлениях, по которому измеряют величину работающей части вскрытой эффективной мощности при отсутствии перетока, причем давление насыщения определяют в момент достижения максимума работающей мощности по диаграмме давления в той ее точке по глубине, где изменение ширины дорожки флуктуации больше или равно двум величинам ширины дорожки флуктуации диаграммы изменения состава флюида на нижерасположенном участке диаграммы от начала увеличения флуктуации, при этом отсутствие перетока устанавливают по термометрии.

В отличие от известных способов в настоящий способ введены две операции по измерению изменений состава флюида и профиля притока, по диаграммам которых уточняют давление насыщения. Данный способ предусматривает исследование скважин комплексной аппаратурой такой, как ПСК-1, содержащей каналы притока, состава, температуры или ее изменения [3]. Таким образом, записываются диаграммы барометрии, термометрии, изменения состава в координатах (% или % газа - плотность и f - глубина) и профиль притока по глубине.

На фиг.1 1 - диаграмма изменения состава, полученная каналом индикатора влажности (В), 2 - диаграмма изменения давления (Р), полученная дистанционным манометром, который сочленен с ПСК-1, 3 - ширина дорожки флуктуации выше точки 7, где Р=Р_нас, 4 - ширина дорожки флуктуации ниже точки 7, где Р=Р_нас, 5 и 6 - диаграммы давления также ниже и выше точки 7, где Р=Р_нас.

На фиг. 2 8 - диаграмма изменения притока, 9 - диаграмма температуры; кривые 8 и 9 получены при записи напротив интервала перфорации при притоке из испытывавшегося объекта, 10 - эффективная толщина вскрытого перфорацией коллектора (установлена по ГИС), 11 и 12 - участки диаграммы притока ниже и выше работающего интервала 13 испытуемого объекта (10), 14 и 15 - участки диаграммы температуры (Т) выше и ниже испытуемого объекта 10, 16 - температурная аномалия, соответствующая работающему однокомпонентным флюидом (в основном) объекту, 17 - линия градиента температуры.

На фиг. 3 показан график зависимости значений Н_раб/Н_эф от Р_заб для испытуемого объекта 10, полученный по многократным замерам аппаратурой ПСК-1+манометр (или аналогичной) в интервале объекта, при различных Р_заб, где 18 - значение Р_заб, не оптимальное, 19 - Р_заб ≈ Р_опт, что устанавливается по максимальному значению Н_раб/Н_эф.

Способ осуществляется следующим образом.

При величине Р_заб ≈ Р_опт определяется значение Р насыщения (точка 7), выбираемое по положению перегиба кривой (участки 3-4) и отсутствию перетока (Δ Т>0) по диаграмме 9.

Появление признаков свободного газа в потоке отмечается по диаграмме 1 (В) расширением полосы 3 флуктуации диаграммы на каком-то участке ствола скважины (по сравнению с участком 2). Одновременно отмечается снижение работающей толщины 13 по диаграмме расходомера (или индикатора притока) относительно величин работающей толщины, устанавливаемых при других режимах (других Р_заб).

Проводя исследования на различных штуцерах, можно получить различные значения Н_раб в зависимости от Р_заб. Фиг.3 - различные глубинные отметки положения точки 7, зон, в которых начинает увеличиваться ширина дорожки флуктуаций диаграмм состава, что соответствует определенным Р_заб. Затем для интервала объекта строится диаграмма Н_раб=f(Р_заб).

Оптимальный режим Р_заб фиксируется при Н_раб/Н_эф ≈ 1 (19) при отсутствии перетока нефти из соседних объектов. Последние фиксируется по ΔТ>0 (16), где Δ Т - величина температурной аномалии напротив объектов при всех режимах испытания.

Величина давления насыщения определяется как величина давления на барограмме 2 в точке ствола, соответствующей началу увеличенной величины флуктуации диаграммы изменения состава 3'-4' (плотности или влажности).

Получение перечисленной информации и реализация способа возможны с помощью комплексной аппаратуры, например ПСК-1+манометр, содержащей каналы притока, состава, температуры и давления.

Применение способа позволяет повысить точность измерений давлений насыщения нефти газом, что, в конечном итоге, приводит к повышению коэффициента нефтеотдачи, а следовательно, к увеличению добычи нефти.

Использование: при геофизических и гидродинамических исследованиях нефтегазоносных скважин. Сущность изобретения: способ определения давления насыщения нефти газом включает одновременное измерение давления в работающей скважине и температуры потока, а также исследования изменения состава флюида по стволу скважины и профиля притока в интервале перфорации при различных динамических давлениях, при этом регистрируют диаграмму изменения состава по стволу скважины на участке выше интервала перфорации и измеряют величину работающей части вскрытой эффективной мощности при отсутствии перетока, установленном, например, по термометрии, и в момент достижения максимума работающей мощности определяют давление насыщения по диаграмме давления в той ее точке по глубине, где изменение ширины дорожки флуктуации больше или равно двум величинам ширины дорожки флуктуации диаграммы изменения состава на нижерасположенном участке от начала увеличения флуктуации. 1 з. п. ф-лы, 3 ил.

1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ, включающий одновременную регистрацию диаграмм изменения давления жидкости в работающей скважине и температуры потока, отличающийся тем, что, с целью повышения точности измерений, одновременно регистрируют диаграмму изменения состава флюида по стволу скважины на участке выше интервала перфорации и профиль притока в интервале перфорации при различных динамических давлениях, по которому измеряют величину работающей части вскрытой эффективной мощности при отсутствии перетока, а давление насыщения определяют в момент достижения максимума работающей мощности по диаграмме давления в той ее точке на глубине, где изменение ширины дорожки флуктуации больше или равно двум величинам ширины дорожки флуктуации диаграммы изменения состава флюида на нижерасположенном участке диаграммы от начала увеличения флуктуации. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отсутствие перетока устанавливают по термометрии.