Способ определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пласта Советский патент 1984 года по МПК E21B43/00 

1108A420 Изобретение относится к способам исследования пластов и пластовых флюидов для определения величины зонапьио.го ущерба проницаемости призабойной зоны скважины вследствие отложения парафинов. Известен способ определения величины зонального проницаемости призабойной зоны, основанный на гидродинамическом исследовании скажин. Он заключается в том, что в скважине сразу после ее остановки проводится исследование восстановления давления. Обработкой полученных данных определяется соотношение продуктивности и значение скин-эффекта lj . Однако при таком способе исследования полученные параметры являются интегральными характеристиками ущербной зоны. По ним невозможно определить радиус снижения проницаемости призабойкой зоны пласта вследствие отложения парафинов. Известен также способ определейия величины зонального ущерба проницаености призабойной зоны скважины, заключающийся в том, что после остановки скважины проводится исследование восстановления давления и определение соотношения продуктивности. После восстановления давления производят обработку призабойной зоны с последующей очисткой обработанной зоны, затем производят дополнительное гидродинамическое исследование и определяют соотношение продуктивности после обработки призабойной зоны. Радиус ухудшенной зоны определяют .из соотношений продуктивности -цо и после очистки призабойной зоны 2j . Однако данный способ является трудоемким, а его реализация затруднена из-за наличия в расчётной формуле величины радиуса очищенной зоны, точнее определение которой в промысловых условиях маловероятно. Кроме того, в данном способе не учитываются физические и физикохимические свойства пластовых флюидов (газосодержание f, давление насьш1ения Рд, температура насьш1ения нефти парафином Тц). Все зто приводит к недостоверности в определении радиуса ухудшенной зоны.„ Цель изобретения - повьш1ение точности определения радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пл фи те ра за ги ск ми ис ск не фи па ни вс оп p г пе r. гд ста вследствие отложения пардов. Поставленная цель достигается , что согласно способу определения иуса снижения проницаемости приойной зоны пласта, включающему родинамические исследования ажины, одновременно с гидродинаескими проводят термометрические ледования, в процессе работы ажины отбирают глубинные пробы ти с последующим определением их ических и физико-химических аметров, а радиус снижения проаемости призабойной зоны пласта едствие отложения парафинов еделяют из соотношений Р O-TqA + EPs e CPnA-PeVoid Р -ехр. ч2.) .1 2иё+ас-Ъ) ЗЦе+асг радиус зоны снижения проницаемости вследствие отложения парафинов, м, радиус скважины, м-, температура насыщения дегазированной нефти парафином, с; пластовая температура, CJ интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для газонефтяного потока, С/МПа, интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтяного потока, с/МПа; пластовое давление, МПа, давление насьш1ения пластовой нефти, МПа-; давление на забое скважины, МПа, тангенс угла наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления; тангенс угла наклона прямол1инейного участка графика зависимости температуры насьщения пластовой нефти парафином от газосодержания к оси газосодержания, тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления к оси давления. С - тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости газосодержания пластовой нефти от давления к оси давления; oL - отрезок, отсекаемый на оси газосодёржания графиком зависимости газосодержания пластовой нефти от давления Способ осуществляют следующим образом. В скважине сразу же после ее оста нов,ки проводят гидродинамические и термометрические исследования, на основании которых определяют необходимые для расчетов параметры, а по отобранным глубинным пробам определяют необходимые физические и физико-химические параметры (газосодержание f, давление насыщения Pg температура насьпдения нефти парафином Тц) пластовых нефтей. Затем определяют радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов, использу предлагаемые зависимости. Рассмотрим скважину радиусом Tg, вскрывакмдую пласт. Вокруг скважины имеется зона снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов радиусом г. В процессе работы скважины на границе зоны, ограниченной радиусом г, устанавливается давление Р и температура Тц. Если давление насыщения пластовой нефти Р меньше пластового давления НО больше давления на забое скважины РЗ, согласно эффекту Джоул Томсона изменение температуры при фильтрации нефтяного потока определяется выражением - Тс. еи (РП - PS). температура нефтяного потока при давлении насыщения, ° С, - а изменение температуры гаэо-нефтяного потока определяется выражением Т - Т,, -е(Р5 - Р). (2 . По формуле Дюпюи для плоскорадиальной фильтрации давление в произвольной точке определяется из выраженияг Р РЗ + 21 In - .(3 Исходя из физико-химических свойств нефтей, температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях определяется выражением Т - of +Ьр где f газосодержание пластовой нефти, м/м. На основании физических свойств пластовых нефтей f СР d ,(5) Совместным решением зависимостей (1) - (5) определяется радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов. При условии, когда давление насьщения Pq больше давления на забое скважины , но меньше пласто PC Р, вого давления полученная зависимость принимает вид (РпА-РбУаа То-Тпл Р L 2Лё К-Гс ехр Се+ас-Ъ) При условии, когда давление насыения Pj больше или равно пластовоу давлению Рщ (Р зависимость принимает вид ГТо-Тпд ёРп -ad М -Ъ ) По результатам гидродинамических термометрических исследований олучают параметры, пр1иведенные табл. 1. По кривой восстановления забойого давления в координатах Л P-lnt пределяют наклон прямолинейного частка i 0,12919 (фиг. i). Исслеовав отобранные глубинные пробы, пределяют физические и физико-химиеские параметры пластовой нефти, риведенные в табл. 2. Построив график зависимости азосодержания от давления для пласовой нефти, получают выражение cP + d, где с - тангенс угла аклона прямолинейного участка к си давления Р, d - отрезок, отсеаемый на оси газосодержания f фиг. 2), с 7,82; d 8,023. Подставив вместо с и d их чисовые значения получают f 7,82Р + 8,023. Построив графики зависимости температуры насыщения пластовой неф парафином Tj от газосодержания f и давления Р, получают соотношение Т Tg - af + bP, где d - танге угла наклона прямолинейного участка к оси газосодержания , Ъ тангенс угла наклона прямолинейного участка к оси давления Р (фиг. 3 и 4), а о,091ib 0,0224. Поставив вместо а и ,Ь их числовые значения, получа Т„ TO - 0,091f + 0,224Р. Когда давление насыщения Р бол давления на забое скважины Р, но меньше пластовогЬ давления ( Р Ра), получают соотношение To-TnAtePe+€H.Pnft-Ps):ad М Г iCe+cjc-b) Подставляя в это соотношение значения параметров из табл. 1 и 2, а также значения числовых коэффициентов а,b ,с , и i, произведя необходимые расчеты, получают значение радиуса снижения проницаемост призобойной зоны пласта вследствие отложения парафинов Ё: 0,083 -, 41-40+1,3057,6+(-0,422)(12,95-7,6) ехр--i. 2 0,12919(1,305+0,091 7,82-0,224) У г221 §х023 . 2, 0,12919(1,305+0,091.7,82-0,224) 3,57 -- . 0,083 ,12919 ехр (17,12355-13,81685)0,083 ехр(3,3067)0,083.27,,26, м Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известными, позволяет повысить точность определения-радиуса снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие отложения парафинов. Это позволит выбрать наиболее рациональный метод депарафинизации призабойной зоны пласта для восстановления производи тельности скважин, а также установить оптимальный режим ее работы с целью предотвращения выпадения парафинов в призабойной зоне пласта. Таблица 1

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАДИУСА СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, включакиций гидродинамические исследования скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, одновременно с гидродинамическими проводят термометрические исследования, в процессе работы скважины отбирают глубинные пробы нефти, с последу1сндт определением их физических и физикохимических параметров, а радиус снижения проницаемости призабойной зоны пласта вследст-вие отложения парафинов определяют из соотношений ПрмРпл Р5Р rQ-Tn SPst6н PплrPs a . Де.ас.ъ) . П ЛриР гРпл . ро-Тп ёРплОк} М х г Гс-ехр|. 2ГГ 1(.) р - радиус зоны снижения где проницаемости вследствие отложения парафинов, м - Гс - радиус скважины, м; Т0 - температура насыщения . дегазированной нефти парафином, CJ пластовая температура, Cj - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для газонефтяного потока, C/MnaJ е. интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтяного потока, С/МПа, РП.пластовое давление, MHai PS давление насыщения пластовой нефти, МПа; Рхдавление на забое скважины, МПа; тангенс угла наклона 1 - (Л прямолинейного участка кривой восстановления давления; а тангенс угла наклона прямо линейного участка графика зависимости температуры насьщ1ения пластовой нефти парафином от газосодержаОС 4& ния к оси газосодержанияJ Ь тангенс угла наклона пря.$:.. молинейного участка графика Ю зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления к оси давления; с тангенс угла наклона прямолинейного участка графика зависимости газосодержанир. пластовой нефти от давления к оси давления; (i,отрезок, отсекаемый на оси газосодержания графиком зависимости газосодержания пластовой нефти от давления.

40

0,083

12,95 3,57

66

7,60

0,422

1,305

37

Таблица 2

Пробы отоб41раны с глубины 1274 м

204060 f.

Фиг.З