СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ МАЛОДЕБИТНЫХ НЕПЕРЕЛИВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2006 года по МПК E21B47/10 E21B49/00 

Описание патента на изобретение RU2289021C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и в частности к гидродинамическим методам исследования скважин.

Известен способ определения параметров пласта по кривой восстановления давления [1]. Недостатком метода является то, что гидродинамические параметры пласта определяют только при исследовании скважин методом неустановившейся фильтрации.

Известен способ определения параметров пласта по методу последовательной смены стационарных состояний (кривой прослеживания уровня, давления) [1]. Недостатком метода является то, что по результатам исследования определяется только коэффициент продуктивности пласта.

Предлагаемый способ направлен на совершенствование существующих способов исследования методом последовательной смены стационарных состояний (прослеживания уровня, давления) в малодебитных непереливающих скважинах с определением гидродинамических и фильтрационных параметров пласта.

В результате обработки данных исследований известным способом (прослеживания уровня, давления), по предложенному способу, в отличие от стандартных вышеперечисленных, появляется возможность определения таких гидродинамических и фильтрационных параметров, как продуктивность, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, а также рассчитать значение скин-фактора.

Технология проведения работ.

Исследования проводятся по стандартной схеме - понижение противодавления в стволе скважины (снижение уровня в стволе скважины) с последующим прослеживанием и регистрацией изменения уровня (давления) в скважине. После этого производится интерпретация полученных данных.

Необходимо отметить следующее.

Как известно, основным условием при решении задачи по определению параметров пласта, по М.Маскету, является знание значений начальных и текущих пластовых давлений в разведочных и эксплуатационных скважинах. При этом по М.Маскету, при отсутствии точных сведений о значении пластового давления, можно определить лишь только продуктивность пласта [1].

Авторами предлагается решение поставленной задачи с определением продуктивности, гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности пласта по кривой притока, которое заключается в следующем.

После стандартной обработки кривой притока в координатах РС-Т по методу Крылова, по графику зависимости РССР dP/dt оценивается коэффициент продуктивности скважины (КПРОД) [1]. Если по этой методике истинное пластовое давление (РПЛ) однозначно не определяется, то коэффициент продуктивности пересчитывается с учетом поправки на существующий дефицит пластового давления (dP0) [2].

При известном значении РПЛ на графике РССР-dP/dt проводится прямая линия, соединяющая точку известного пластового давления с перегибом на том же графике определения КПРОД.

Эта точка перегиба означает время возникновения (начало проявления) фильтрационных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена) при фильтрации жидкости из-за проявления структурно-механических свойств жидкостей, а также свойств низкопроницаемых коллекторов, связанных с их литологическими особенностями. По этой прямой рассчитывается время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток.

При этом предполагается, что приток достигнет устья скважины за какое-то "определенное" время, превышающее время фактического исследования, но уже в условиях отсутствия или минимального влияния вышеуказанных, проявляющихся дополнительных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена).

В действительности же, реальный приток за "определенное" время из-за влияния скин-фактора придет в точку на оси давлений, обозначающую очередное условное пластовое давление. И если оставить скважину на естественное восстановление давления (уровня), то приток на устье придет через сотни часов.

Затем на графике РС-Т находится точка перегиба, соответствующая гипотетическому времени исследования притока (t0-tn) и известному пластовому давлению. И, в соответствии с логистической формой начального участка реальной кривой притока, точка перегиба, определенная по графику прослеживания давления, соединяется лекальной линией с точкой пересечения оптимального времени прослеживания и пластового давления.

Полученная таким образом гипотетическая кривая обрабатывается по одному из известных методов неустановившейся фильтрации. Например, по методу касательной с получением гидродинамических параметров пласта: гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности и скин-фактора.

Пример

Рассмотрим обработку кривой притока в скважине Р-347 (пласт ЮВ2 в интервале 2360-2374 м) Кошильского месторождения.

При испытании объекта получен непереливающий приток нефти дебитом 7,5 м3/сут при НДИНСР=850 м.

На фиг.1 приведена фактическая кривая притока. Коэффициент продуктивности, рассчитанный по методу Крылова, равен 1,65 м3/сут×атм.

На фиг.2 видно, что преобразованная кривая притока в координатах РССР-dP/dt не приходит к отметке, соответствующей известному пластовому (гидростатическому) давлению (РПЛ=237 атм), а указывает на значение, равное 182 атм. Это и есть условное пластовое давление, определенное по графику РССР-dP/dt. Поэтому коэффициент продуктивности был пересчитан с учетом дефицита пластового давления. Он оказался равным 0,556 м3/сут×атм.

Дальнейшая интерпретация проводятся по вышеописанному способу.

На преобразованной кривой притока точка перегиба располагается на отметке 175 атм (фиг.2). Затем эта точка соединяется с известным значением пластового давления на оси давлений.

На фиг.2 видно, что в результате построений образовались две индикаторные диаграммы с различными угловыми коэффициентами. В качественном отношении эти значения угловых коэффициентов соответствуют реальному и расчетному (гипотетическому) времени исследования притока. Из этого следует, что линия ВС (фиг.2) соответствует времени исследования притока до достижения им устья скважины. Линии АВ и ВД означают соответственно время притока до проявления дополнительных фильтрационных сопротивлений и после их проявления (фиг.2). На фиг.2 видно, что угловой коэффициент индикаторной диаграммы фактической кривой притока больше углового коэффициента индикаторной диаграммы расчетной кривой притока (tgα1>tgα2) в 3,62 раза. Следовательно и время исследования на участке ВС будет больше времени исследования на участке ВД на такую же величину. В нашем случае общее время притока (начальный участок без влияния сопротивлений + гипотетическое время восстановления давления) составило 60 час.

При этом предполагается, что гипотетически приток достигнет устья скважины за 60 часов при условии отсутствия или минимального влияния дополнительных сопротивлений (скин-фактора).

Таким образом, получается, что дальнейшее построение и расчет параметров пласта производится с допущением, что скважина, вскрывшая низкопроницаемые коллекторы, является гидродинамически совершенной и приток нефти из пласта в ствол скважины является изотропным.

Исходя из этого допущения, построен график расчетной кривой притока с вероятным ее продолжением (фиг.1 кривая 2) и с достижением значения истинного пластового давления через 60 часов. Решение этой расчетной кривой производится по известной формуле упругого режима:

где РПЛ - пластовое давление, Па;

PС(t) - забойное давление, Па, в момент времени t, сек;

Q - дебит, м3/сек;

μ - вязкость нефти, Па·сек;

k - проницаемость, м2;

h - эффективная толщина пласта, м;

χ - пьезопроводность, м2/сек;

- приведенный радиус скважины, м.

В выражении 1 приращение забойного давления с течением времени резко снижается.

Затем расчетная (гипотетическая) кривая притока обработана по методу касательной (фиг.3).

Полученные параметры пласта, в результате обработки гепотетической кривой притока по предлагаемому способу приведены в таблице 1. В таблице 1 также приведены и результаты обработки исследований скважин Кошильского месторождения по методам Муравьева-Крылова, Федорцова В.К., Карнаухова М.Л. и Хорнера.

Таблица 1
Результаты обработки исследований скважин Кошильского месторождения
№ скв.Интервал пласта, мКоэффициент продуктивности, м3/сут.×атмКПРОН., мДS123454354533443471,650,60,80,7-0,931,172,22,03,03888-1,03120,130,050,40,040,40,440,54,44,05,068520,08301,00,050,071,40,061,71,51730814,9Примечание: 1 - обработка кривой по методу Муравьева - Крылова, 2 - обработка кривой по методу Федорцова В.К., 3 - обработка кривой по методу Карнаухова М.Л., 4 - обработка кривой по предложенному способу, 5 - обработка кривой по методу Хорнера.

Как видно из данных таблицы 1, результаты обработки имеют удовлетворительную сходимость.

ЛИТЕРАТУРА

1. С.Н.Бузинов, И.Д.Умрихин. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., 1973 г., с.24-28; 50-84.

2. В.К.Федорцов, А.К.Ягафаров. Способ определения продуктивности малодебитных непереливающих нефтяных скважин. Современные гидродинамические методы исследования скважин. Труды Междунар. форума исследователей скважин, М., 2004 г., с.290-295.

Похожие патенты RU2289021C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ, ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2011
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
RU2459074C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА 2006
  • Белова Анастасия Викторовна
RU2301886C1
СПОСОБ ЭКСПРЕСС-ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН, И СИСТЕМА ЕГО РЕАЛИЗУЮЩАЯ 2014
  • Саетгараев Рустем Халитович
  • Кашапов Ильдар Хамитович
  • Звездин Евгений Юрьевич
  • Андаева Екатерина Алексеевна
RU2559247C1
СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2013
  • Пономарева Инна Николаевна
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
RU2522579C1
СИСТЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН 2014
  • Саетгараев Рустем Халитович
  • Кашапов Ильдар Хамитович
  • Звездин Евгений Юрьевич
  • Андаева Екатерина Алексеевна
RU2605972C2
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ 1999
  • Чикин Е.А.
  • Чикин А.Е.
  • Белов В.В.
  • Поддубный Ю.А.
  • Анзиряев Ю.Н.
RU2151856C1
Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений 2023
  • Пылев Евгений Анатольевич
  • Чуриков Юрий Михайлович
  • Поляков Евгений Евгеньевич
  • Леонов Сергей Анатольевич
  • Пищухин Василий Михайлович
RU2815885C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ, ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2001
  • Чикин А.Е.
RU2179637C1
СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 1999
  • Дияшев Р.Н.
  • Иктисанов В.А.
  • Ахметзянов Р.Х.
  • Якимов А.С.
RU2172404C2
СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ЧАСТОТЫ ТОКА 2011
  • Галай Михаил Иванович
  • Демяненко Николай Александрович
  • Мануйло Василий Сергеевич
  • Шубенок Юлия Ивановна
  • Мулица Станислав Иосифович
RU2475640C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 289 021 C2

Реферат патента 2006 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ МАЛОДЕБИТНЫХ НЕПЕРЕЛИВАЮЩИХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважин, и может использоваться для определения параметров пласта при исследовании методом последовательной смены стационарных состояний малодебитных непереливающих скважин. Техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей способа за счет возможности определения наибольшего количества гидродинамических и фильтрационных параметров. Для этого после стандартной обработки фактической кривой притока на ее основе строят график времени прослеживания давления. При известном значении пластового давления на графике проводят прямую линию, соединяющую точку известного пластового давления с точкой перегиба, которая соответствует времени возникновения фильтрационных сопротивлений при фильтрации жидкости. По этой прямой рассчитывают время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток. Затем на фактической кривой притока точку перегиба, определенную по графику прослеживания давления, соединяют с точкой пересечения оптимального времени исследования пласта на приток и пластового давления и получают гипотетическую кривую притока. Полученную кривую обрабатывают по методу неустановившейся фильтрации с определением гидродинамических параметров пласта - продуктивности, гидропроводности, проницаемости и скин-фактора. 1 табл., 3 ил.

Формула изобретения RU 2 289 021 C2

Способ определения параметров пласта по результатам исследования малодебитных непереливающих скважин методом последовательной смены стационарных состояний путем измерения и регистрации давления, построения и обработки фактической кривой притока с проведением стандартных технологий исследований, отличающийся тем, что после стандартной обработки фактической кривой притока на ее основе строят график времени прослеживания давления и при известном значении пластового давления на графике проводят прямую линию, соединяющую точку известного пластового давления с точкой перегиба, которая соответствует времени возникновения фильтрационных сопротивлений при фильтрации жидкости, по этой прямой рассчитывают время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток, затем на фактической кривой притока точку перегиба, определенную по графику прослеживания давления, соединяют с точкой пересечения оптимального времени исследования пласта на приток и пластового давления и получают гипотетическую кривую притока, которую обрабатывают по методу неустановившейся фильтрации с определением гидродинамических параметров пласта - продуктивности, гидропроводности, проницаемости и скин-фактора.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2289021C2

БУЗИНОВ С.Н
и др., Гидродинамические методы исследования скважин и пластов
Москва, Недра, 1973, с.24-25, 51-55, 83-84
Способ гидродинамических исследований скважин и пластов 1981
  • Федин Леонид Митрофанович
  • Бондаренко Евгений Степанович
  • Лисин Николай Иванович
  • Рейтенбах Виктор Гельмутович
  • Федин Константин Леонидович
SU983262A1
Способ определения гидравлических характеристик прискважинной зоны 1985
  • Гершанович Исаак Маркович
SU1263831A1
Способ исследования пласта 1988
  • Лапшин Павел Сергеевич
  • Гордюшин Александр Николаевич
SU1613594A1
Способ исследования нефтяных или газовых скважин 1990
  • Гереш Петр Андреевич
  • Добров Евгений Евгениевич
  • Савчук Михаил Иосифович
  • Липко Борис Яковлевич
  • Ставкин Владимир Петрович
  • Блаженко Михаил Степанович
SU1781421A1
RU 93018600 А, 27.01.1996
RU 2112138 C1, 27.05.1998
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ, ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2001
  • Чикин А.Е.
RU2179637C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ, ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ПЛАСТА 2001
  • Чикин А.Е.
RU2189443C1
DE 3022133 A1, 17,12,1981
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ПЕРОРАЛЬНОЙ ПРЕПАРАТИВНОЙ ФОРМЫ ПРОЛОНГИРОВАННОГО ДЕЙСТВИЯ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ВЫСВОБОЖДЕНИЕМ АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВИДА И КОЛИЧЕСТВА НАПОЛНЕНИЯ ЖЕЛУДКА И ПИЩЕВАРИТЕЛЬНОГО ТРАКТА 1999
  • Каниканти Венката-Рангарао
  • Рупп Роланд
  • Брэндель Эрих
  • Вайземанн Клаус
  • Хантрайн Эрнст
RU2235540C2
US 4328705 А, 11.05.1982.

RU 2 289 021 C2

Авторы

Ягафаров Алик Каюмович

Кудрявцев Игорь Анатольевич

Нагарев Олег Валерьевич

Ерка Борис Александрович

Кузнецов Николай Петрович

Колесов Виктор Иванович

Ухалов Константин Александрович

Гаммер Максим Дмитриевич

Даты

2006-12-10Публикация

2005-02-18Подача