СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ Российский патент 2012 года по МПК E21B47/06 G01V7/00 

Изобретение относится к гравиметрической разведке, а именно к способам определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин.

Известен способ определения текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади месторождения, включающий измерение гравитационного поля и пластового давления, выявление зависимости между этими величинами и ее применение к определению текущих запасов газа, его распределения и перемещения по месторождению (см. патент RU 2307379, кл. G01V 7/00, опубл. 27.09.2007). Однако этот метод не позволяет определить значения пластового давления нефтяных и газовых месторождений в межскважинном пространстве.

В настоящее время при разработке месторождений значения давления измеряются только в точках расположения скважин. В межскважинном пространстве пользуются приближенными значениями давления, получаемыми линейной интерполяцией данных на скважинах. При этом пропускаются зоны локального изменения значений давления.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков. Технический результат заключается в уменьшении времени проведения измерений и повышении точности полученных данных. Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что согласно способу определения пластового давления в межскважинном пространстве, включающему измерение гравитационного поля на площади месторождения (в точках расположения скважин и в межскважинном пространстве) и пластового давления Р₃ в забое скважин, выявление зависимости между изменениями этих величин и определение соответствующего пластового давления в межскважинном пространстве по полученным зависимостям, для газовых месторождений значение пластового давления Р_к в области межскважинного пространства определяют как где причем определяют как коэффициенты прямых и построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля g за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления ΔР и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений Δg, а для нефтяных месторождений значение пластового давления Р_к контура питания определяют как Р_к=Р₃+ΔР, где причем α, β и α₁, β₁ определяют как коэффициенты прямых и Δg=β₁+α₁Q, построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости g, ΔР и Δg от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q.

На фиг.1 показана карта изменения пластового давления в пределах одного из газовых месторождений Тюменской области. Карта построена по данным измерений в скважинах. В межскважинном пространстве значения давления получены линейной интерполяцией.

На фиг.2 дана карта изменения давления, построенная по данным скважин и гравитационного поля - в межскважинном пространстве значения давления найдены по вариациям силы тяжести, опираясь на скважинные данные, по предлагаемому способу.

На фиг.3 показаны отклонения (разность) между значениями давлений, показанных на фиг.1 и 2, - погрешности определения давления в межскважинном пространстве только по скважинным данным. Как видно из фиг.3, ошибки определения давления могут достигать значительных величин - до 4-5 атмосфер.

Таким образом, связь между значениями g и Р устанавливают в зонах скважин, где они известны, а в межскважинном пространстве значения давления находят по известным данным гравитационного поля, учитывая закономерности изменения в пространстве его связей с давлением.

Наличие связей между вариациями силы тяжести и значениями пластового давления в пунктах расположения скважин и в межскважинном пространстве в настоящее время является доказанным фактом. Эти зависимости соответствуют природе процессов в пластах, связанных с отбором флюидов из них. При этом наличие нескольких формул позволяет более точно найти давление в межскважинном пространстве, так как они взаимно дополняют и контролируют друг друга.

Способ определения значений пластового давления в межскважинном пространстве по вариациям силы тяжести для случая газовых месторождений заключается в применении эмпирической формулы

где - постоянные - коэффициенты этого равенства; ΔР, g - изменения значений пластового давления и гравитационного поля (вариаций силы тяжести) за время мониторинга разработки месторождения t; Δg - разность в значениях вариаций силы тяжести между двумя соседними сериями измерений.

Постоянные а, b, с определяют по коэффициентам прямых

построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения значений от пластового давления ΔР и давления ΔР от разности вариаций силы тяжести Δg между двумя соседними сериями наблюдений на скважинах, по равенствам

Прямые (2) и (3) строят в точках расположения скважин по данным нескольких серий измерений. По ним определяют коэффициенты уравнения (1), а далее в точках межскважинного пространства по равенству (1) находят изменения значений пластового давления, используя известные в каждой из них значения вариаций силы тяжести g и ее разность Δg.

Значение пластового давления Р_к в области межскважинного пространства по полученным значениям определяют как

В случае нефтяных месторождений изменение давления в межскважинном пространстве определяют по эмпирической формуле

при этом коэффициенты зависимости а₁, b₁, с₁ определяют из выражений

Значения постоянных α, β и α₁, β₁ определяют как коэффициенты прямых

построенных в пунктах расположения скважин по экспериментальным точкам зависимостей от и Δg от Q. Здесь Q=qt - объем нефти, извлеченной из скважины за время t при объемном дебите скважины q.

Пластовое давление Р_к на контуре питания определяют как Р_к=Р_з+ΔР. Значение Р_з берется по данным ближайшей к точке межскважинного пространства скважине. Для точного определения пластового давления нужно пользоваться данными по двум ближайшим скважинам, расположенным в разные стороны от данной точки. При этом, если возникнет невязка, то ее нужно устранить по известной методике. Получаемые таким путем значения давления соответствуют их изменению за время Δt=t₂-t₁. Давление в момент времени t₂ можно определить по формуле P(t₂)=P(t₁)+ΔР.

В общем случае в формулах (1), (4) и (5)

ΔP=P(t_i)-P(t₁),

g=V_z(t_i)-V_z(t₁),

Δg=g(t_i+1)-g(t_i),

где t₁ и t_i - времена первой и i-й серии наблюдений, V_z - значения вариаций силы тяжести. Давление Р может равняться любому виду пластового давления, например текущему или динамическому, давлению на контуре питания. При достаточном удалении точек межскважинного пространства от действующих скважин воронки депрессии на них не действуют и пластовое давление в них становится равным давлению на контуре питания Р_к(Р_з=0).

По результатам определений строится карта изменения значений пластового давления в пределах всего месторождения, включая и области межскважинного пространства.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет определить значения пластового давления в межскважинном пространстве по вариациям силы тяжести, получаемым при мониторинге нефтегазовых месторождений на дневной поверхности, используя связи между значениями гравитационного поля и давления в точках расположения скважин. При этом все локальные изменения значений пластового давления в межскважинном пространстве, которые связаны с соответствующими им изменениями в гравитационном поле, полностью сохраняются.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести. Способ включает измерение гравитационного поля в точках расположения скважин и пластового давления в забое скважины, выявление зависимости между этими величинами, измерение гравитационного поля на поверхности Земли в области межскважинного пространства и определение соответствующего пластового давления в этой области по полученным зависимостям. Для газовых месторождений значение пластового давления на контуре питания в области межскважинного пространства определяют по специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений. Для нефтяных месторождений значение пластового давления на контуре питания определяют по другому специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости от суммарного объема углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. Технический результат заключается в повышении точности и надежности получаемых данных. 3 ил.

Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве, включающий измерение гравитационного поля в точках расположения скважин и пластового давления Р_з в забое скважин, выявление зависимости между этими величинами, измерение гравитационного поля g на поверхности земли в области межскважинного пространства и определение соответствующего пластового давления в этой области по полученным зависимостям, отличающийся тем, что для газовых месторождений значение пластового давления Р_к на контуре питания в области межскважинного пространства определяют как где причем b₁ и b₂ определяют как коэффициенты прямых и построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля g за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления ΔР и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений Δg, а для нефтяных месторождений значение пластового давления Р_к контура питания определяют как Р_к=Р_з+ΔР, где , причем α, β и α₁, β₁ определяют как коэффициенты прямых и Δg=β₁+α₁Q, построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости g, ΔР и Δg от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q.