СПОСОБ УСТАНОВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при установлении пластового давления на нефтяной залежи.

Известен способ установления пластового давления на нефтяной залежи, включающий остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне и пласте и замер давления в скважине [1].

Известный способ позволяет замерить пластовое давление в скважине, однако точность замера пластового давления во многом зависит от продолжительности остановки скважины. Кроме того, на величину пластового давления может оказывать влияние работа окружающих нагнетательных и добывающих скважин, что не учитывается при дальнейшей выдержке скважины. Способ позволяет определить, но не позволяет установить необходимое пластовое давление.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ установления пластового давления на нефтяной залежи, включающий остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне и пласте, замер давления в скважине и расчет ожидаемого пластового давления в зависимости от воздействия окружающих нагнетательных скважин [2].

Известный способ позволяет рассчитать пластовое давление в скважине и ожидать установления пластового давления в зависимости от работы скважин, однако точность определения пластового давления при этом зависит от продолжительности остановки скважины, кроме того, способ не позволяет воздействовать на установление необходимого пластового давления в конкретной точке залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения и установления необходимого пластового давления в конкретной точке залежи.

Задача решается тем, что в способе установления пластового давления на нефтяной залежи, включающем остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, замер давления в скважине и расчет ожидаемого пластового давления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин, согласно изобретению, проводят изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному, при этом продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения
Т = А/К_пр (1)
где Т - продолжительность технологической выдержки для выравнивания в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³ /сут МПа;
К_пр - приведенный коэффициент продуктивности, м³/сут МПа, а объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения

где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
β_ж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
β_п - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
R_к - радиус контура питания, м;
r_с - приведенный радиус скважины, м.

Существенными признаками изобретения являются:
1. остановка скважины;
2. технологическая выдержка для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте;
3. замер давления в скважине;
4. расчет ожидаемого пластового давления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин;
5. проведение изменения работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному;
6. определение продолжительности технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте из соотношения
Т = А/К_пр,
где Т - продолжительность технологической вдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
К_пр - приведенный коэффициент продуктивности, м³/сут МПа;
7. определение объемного коэффициента упругоемкости продуктивного пласта из соотношения

где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
β_ж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
β_п - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
R_к - радиус контура питания, м;
r_с - приведенный радиус скважины, м.

Признаки 1-4 являются сходными с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При замере и расчете пластового давления существующими способами не удается с достаточной точностью определить и установить на залежи или ее участке необходимое пластовое давление. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения и установления необходимого пластового давления в конкретной точке залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При установлении пластового давления на нефтяной залежи проводят остановку скважины и технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте. Продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения
Т = А/К_пр, где Т - продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
К_пр - приведенный коэффициент продуктивности, м³/сут МПа.

Объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения

где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
β_ж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
β_п - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
R_к - радиус контура питания, м;
r_с - приведенный радиус скважины, м.

После этого замеряют давление в скважине. Рассчитывают ожидаемое пластовое давление в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин. Для установления в конкретной точке залежи необходимого по условиям разработки пластового давления проводят изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения давления, равного заданному. После этого возможно вновь провести остановку скважины в конкретной точке пласта и технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважине и пласте. Продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношений (1) и (2). Убеждаются в том, что пластовое давление установлено в соответствии с потребностями разработки и проводят необходимые операции.

Необходимость установления минимального пластового давления может быть вызвана, например, бурением скважины, потребностью глушения скважин без применения раствора глушения или глушением на нефтяных растворах, необходимостью вызова притока нефти из слабодренируемых зон залежи и т.п. Необходимость установления максимального пластового давления может быть вызвана, например, потребностью изменения потоков пластовых флюидов, созданием форсированных отборов жидкости и т.п. Точное установление пластового давления не залежи или ее участке способствует более точному выполнению мероприятий по увеличению нефтеотдачи залежи.

Пример. Устанавливают пластовое давление на нефтяной залежи Ромашкинского месторождения. останавливают добывающую скважину. Проводят технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте. Продолжительность технологической выдержки определяют из соотношений (1) и (2):
Т = А/К = (3,14•4•33•10⁵•250²/7,82)/20 = 1,65 сут
Проводят замер давления в скважине, давление равно 15,5 МПа. Проводят расчет ожидаемого пластового давления в проектной скважине, находящейся на расстоянии r от добывающей скважины, в зависимости от воздействия окружающих скважин:

где Р_расч - расчетное пластовое давление в проектной скважине, МПа;
Р_заб - забойное давление в добывающей скважине, МПа;
Р_нагн - забойное давление в нагнетательной скважине, МПа;
R_к - радиус контура питания, в частности, расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, м;
r - расстояние от добывающей скважины до проектной скважины, м;
г_с - приведенный радиус скважины, м.

Р_расч = 8 + (32-8)/7,82•6,91 = 29,2 МПа
Для снижения пластового давления в проектной скважине, то есть в месте бурения скважины, до 17 МПа проводят расчет:
8 + (Р_нагн - 8)/7,82•6,91 = 17,
Тогда:
Р_нагн = [(17 - 8) 7,82 + 8•6,91)]/6,91 = 18,2 МПа
Изменение работы нагнетательной скважины сводится к установлению давления 18,2 МПа. Для снижения давления в нагнетательной скважине с 32 до 18,2 МПа скважину останавливают. Проводят технологическую выдержку для достижения пластового давления в месте проектной скважины, равного 17 МПа.

Применение предложенного способа позволит проводить определение и установление необходимого пластового давления в конкретной точке залежи.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983, с. 8.

2. Хисамов Р. С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, Изд-во "Мониторинг", 1996, с. 187-204.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при установлении пластового давления на нефтяной залежи. Проводят остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласта, замер давления в скважине, расчет ожидаемого пластового давления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин, изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному. Продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения: Т = А/К_п р, где Т - продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласта, сут; А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа; К_п р - приведенный коэффициент продуктивности, м³/сут • МПа. Объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяются из математического выражения.

Способ установления пластового давления на нефтяной залежи, включающий остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, замер давления в скважине и расчет ожидаемого пластового двления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин, отличающийся тем, что проводят изменение работы скважин, отличающийся тем, что проводят изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному, при этом продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения
T = A / K_п р,
где T - продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
A - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
K_п р - приведенный коэффициент продуктивности, м³/сут • МПа;
а объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения:

где A - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м³/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
β_ж - коэффициент упругоемкости жидкости, МПа^-1;
β_п - коэффициент упругоемкости породы, МПа^-1;
R_к - радиус конутра питания, м;
r_с - приведенный радиус скважин, м.