Способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах Советский патент 1986 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к исследова ниям скважин и предназначено для определения текущих пластовых давлений в процессе разработки залежей нефти в слабопроницаемых коллекторах. Цель изобретения - снижение потер добычи нефти. На чертеже представлен график изменения давления в скважине от време ни. Закономерность изменения забойного давления в скважине, закрытой пос ле длительной работы на установившем ся режиме, выражается для однородного неограниченного пласта следующим уравнением: 2,25xt где Р;, - величина забойного давления М - постоянный коэффициент; 36 - коэффициент пьезопроводност яласта; t - время, соответствующее изме о рению.. В реальных пластах при конечном значении дренируемой скважиной зоны выражение (1) представляется прямолинейным участком на кривой восстановления давления (КВД) только в течение некоторого промежутка времени после остановки скважины, в пределах которого влияние на КВД призабойной зоны пласта манимально. Если указанный на чертеже участок КВД пгцэдолжат (пунктир) в сторону роста давления, то в точке с ординатой, равной пластовому ( ) давлению, получим значе ние условного времени стабилизации давления в закрытой скважине ty. Решение систем1э1 двух уравнений типа (1) для текущего времени t и условного времени t,, приводит к следующему вы ражению: Р«. - Ig Уравнение (2) можно представить в следующем виде; Pt „t up где Ptn - давление в момент времени закрытия скважины, а ti 4Ptg М Ig --и называется сстаточ ой депрессией. Если остаточиз о депрессию выразить через значения забойных давлений пе-, ред закрытием скважины и по истечении времени после ее закрытия, то уравнение (3) можно представить в следующем виде: PJ. (4) Из уравнения (4) можно получить вьфажениё для определения поправочного козффициента а за недовосстановленность давления, используемого при последующих определениях пластового давления по уравнению, аналогичному (4) и основанному на регистрации забойного давления Б случае несовпадения фактического закрытия скважины t с минимальных необходш М временем закрытия t, величина текущего пластового давле.нИя определяется из выраженияего значение подставляя вместо a имеем окончательно Для реализации способа закрьшают скважину после отбора или закачки на установившемся режиме фильтрации, регистрируют полную (базовую) КВД и измеряют забойное давление. По зарегистрированной кривой КВД определяют условное время t стабилизации давления, минимально необходимое время закрьшания скважины t,, обеспечивающего уверенное построение прямолинейного участка преобразованной по уравнению (1) КБД, и коэффициент Q , учитывающий недовосстановленность пластового давления за время to . При последующем определении пластового давления скважину закрывают ,на время t и измеряют забойное давшение перед и в конце закрытия скважины. Затем определяют по формуле (6) :или (7) величину пластового давления. В случае изменения режима работы .залежи или состава добьтаемой продукции, следует повторить исследование скважины с целью определения значений ty tfl и q . Пример. После обраоотки скважин на установившемся режиме фильтрации ее закрывают на 11 дней. При этом регистрируют КВД. Установившаяся величина пластового давления составила 20,2 МПа. С использованием уравнения (1) и КВД определяют условную продолжительность стабилизации давления в закрытой скважине t графически, по пересечению второго (предасимптотичёского) прямолинейного участка графика с линией, соответствующей установившейся величине пластового давили аналитически Ig Минимально необходимое время закрытия скважины находят из выражения п « D4- -- 0 Ig 4,98 t - 26 Ч 30 мин. Величина забойного давления до закрытия скважины 16,8 МПа, а на момент t 20,06 МПа. Поправочный коэффициент за недовосстановленность давления за 26 ч 30 мин Р.л - Pi 0,043. Затем скважину открывают. С целью определения текущего пластового давления скважину повторно закрывают спустя 173 дня. На основании замера забойного давления перед остановкой скважины (16,1 МПа) и по истечении 23 ч 30 мин пос,ле закрытия (19,42 МПа) по формуле (6) определяют величину текущего пластового давления Р„, 19,56 МПа. Разность между полученным значением пластового давления и фактически замеренной величиной после четырехсуточной остановки (закрытия) скважины (19,64 МПа) 0,08 МПа и находится в пределах погрешности глубинных манометров. Применение способа исключает неоднозначность выбора продолжительности остановки скважины для замера пластового давления в слабопроницаемых кола также позволяет снизи;ь лекторах. потери текущей добычи нефти от необоснованно длительных остановок скважины.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ, включающий закрытие скважины, регистрацию кривой восстановления давления в скважине и измерение забойного давления после закрытия скважины, о т л и ч а ющ и и с я тем, что, с целью снижения потерь добычи нефти, измеряют забойное давление перед закрытием скважины, определяют минимально необходимое время закрытия скважины, ре гистрируют забойное давление по истечении минимально необходимого времени закрытия скважины, при этом минимально необходимое время закрытия скважины tp определяют по формуле - PC Ig t« М a величину пластового давления Р из выражения Pi Ig tc Р р + LM (% -Р,) т top р; р; g t p где tg, - фактическое время закрытия скважины; М - угловой коэффициент предасимптотического прямолинейного участка кривой восста, новления давления; Р - величина забойного давления по истечении минимально с € необходимого времени закрытия скважины Pg - величина давления, соответствующая точке пересечения асимптотического участка зависимости (lgt) с осью давлений; Р - величина забойного давления на момент истечения фактию Ol ческого времени закрытия скважины tfl,; , Р - соответственно величины пластового и забойного дав лений, измеренных при регистрации кривой восстановления давления; Р - величина забойного давления, измеренного перед остановкой скважины.

.(

Z0