СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 1998 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля и проектирования разработки месторождений.

Известен способ определения фильтрационных параметров водонефтенасыщенного пласта горных пород [1].

Недостатком способа является необходимость измерения уровня жидкости в скважине.

Известен способ измерения пластового давления путем измерения объема промывочной жидкости [2].

Недостаток известного способа заключается также в использовании измерительных приборов, опускаемых в скважину.

Пластовое давление устанавливается в процессе его восстановления при отключении скважины до полной стабилизации. Это время составляет от 6 ч. до нескольких суток, причем добыча нефти не производится.

Необходимость периодического измерения давления в большом количестве скважин приводит к заметному ущербу в добыче нефти.

Кроме того, требуются технические операции по спуску приборов в скважину пластового давления.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что установлена зависимость для определения пластового давления от запасов нефти, закачки вытесняющего агента и накопленного отбора жидкости.

Эта зависимость позволяет исключить необходимость прямых замеров давления в скважине.

Пластовое давление определяется из расчетной формулы
P_пл. = [ln[V_зап. - V_нж. + V_зак.ср. • (V_в./V_нж.)]/ln(V_зап.)] • P₀,
где
V_зап - объем балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют P_пл. по формуле:
V_зап. = V_зап.ср.(h_эф./h_ср.),
где
V_зап.ср. - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, (расчетная величина), м³;
h_эф. - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины (определяется по результатам геодезических исследований), м;
h_ср. - средняя эффективная толщина пласта, (определяется по результатам геодезических исследований), м;
V_н.ж. - накопленная добыча жидкости из исследуемой скважины на момент определения пластового давления (за период работы скважины), м³;
V_зак.ср. - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, нагнетаемого в скважину (за период работы скважины), м³;
V_в - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, отобранного из добывающей скважины (за период работы скважины), м³;
P₀ - пластовое давление в залежи до начала разработки (по результатам замера), (МПа).

Пример осуществления способа.

Для примера определения пластового давления взято Самотлорское месторождение, пласт AB31

Исходные данные:
P₀ = 17,6 МПа
V_зап.ср. = 165377,5 м³
h_эф. = 2,6 м
h_ср. = 6,23 м
V_н.ж. = 19360,24 м³
V_зак.ср. = 227191 м³
V_в = 2410 м³
По формуле [2] рассчитывают балансовый запас нефти на скважину
V_зап. = 165377,5(2,6/6,23) = 69017,9 м³.

Затем по формуле [1] рассчитывают пластовое давление в скважине 25768
P_пл. = [ln(69017,9 - 19360,24 + 227191(2410/19360,24))/ln69017,9] • 17,6 = 17,79
В той же скважине определено пластовое давление прямыми измерениями со спуском манометра на забой. Замеренное давление составило величину 17,5 МПа, что близко совпадает с величиной, рассчитанной по выведенной зависимости.

Отклонение не превышает 1,7%.

Способ имеет преимущество перед прототипом, согласно которому требуется определение уровня жидкости в скважине. Но проезд в скважине требует затраты времени, а в межсезонье затруднен или практически невозможен. Кроме того, отложения на стенке скважины и невысокая точность отбивки уровня могут вносить значительные погрешности в результате определения давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля и проектирования разработки месторождений. Способ включает определение балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют пластовое давление. Также определяют накопленную добычу жидкости из скважины, накопленный объем закачки вытесняющего агента и накопленную величину его отбора из добывающей скважины. Пластовое давление определяют из расчетной формулы, представленной в описании.

Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов, заключающийся в определении параметров нефтенасыщенных пластов, отличающийся тем, что определяют величину накопленной добычи жидкости V_н. ж, накопленную величину вытесняющего агента, закачанного в скважину V_з а к, и накопленную величину вытесняющего агента V_в, отобранного из добывающей скважины, за время эксплуатации скважины, а пластовое давление рассчитывают по формуле
Р_п л . = [ln(V_з а п - V_н. ж + V_{з а к . с р .} (V_в/V_н. ж))/ln V_з а п] • Р₀,
где V_з а п - объем балансового запаса нефти, определяемого как
V_з а п = V_{з а п . с р .} (h_э ф ./h_с р .), м³;
V_{з а п . с р .} - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, м³;
h_э ф . - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины, м;
h_с р . - средняя эффективная толщина пласта, м;
Р₀ - пластовое давление в залежи до начала разработки, МПа.