Способ определения работающей толщины пласта Советский патент 1988 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к добычи нефти и может быть использовано для определения работающей толщины массивного плайта с аномально высокими давлениями и температурой, дренируемого несовершенной по степени вскрытия скважиной.

Целью изобретения является повышение точности определения величины работающей толщины пласта и упрощение технологии способа оценки работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине.

На фиг.1 изображена кривая восстановления забойного давления; на фиг.2 - кривая восстановления давления в координатах ()Pc(t)Vt-tj на фиг.З - то же, в координатах 4P,(t)-1//t.

Теоретическое обоснование предлагаемого способа заключается в следующем .

Распределение давления в пласте после остановки скважины описьшает- ся уравнением

где

10

15

20

) ,)/

а г2irkhp /ff

р - плотность нефти в пластовы

условиях.

Приближенное решение уравнения (I) с граничными условиями (2) - (3 методом интегрального преобразовани Лапласа имеет вид

Pc(t)P(r,t)-P(r)---- ---Vt, (4)

/TkhpcT -/t

Зависимость (4), спустя нескольк секунд после остановки скважины, удовлетворительно описьшает процесс роста забойного давления, пока приток в скважину не снизится до 20-30 первоначального дебита.

В осях dPc(t)Vl;-t уравнение (4) есть уравнение прямой линии, по наклону i которой можно определить гид

25

где

роприводность пласта

kh (5)

TTi.p/Vt,

Известно, что с течением времени

. P(r,t) 1 P(r t) 1 aP()/, процесс неустановившейся фильтрации

. + - i- --i-Д1/ охватьшает более удаленную область

г г аг J 31

30

-ls

ft

давление;радиальная координата; время после остановки скважины ;

коэффициент пьезопроводности

пласта;

вязкость нефти в пластовых

условиях;

коэффициент упругоемкости

пласта.

35

40

пласта, течение становится искривленным и его приближенно можно рассматривать как сферически-радиальное Уравнение (1) в сферических координатах имеет вид

P(Rit) + 2 ) JR R t5R

1. 1Ш.О(6)

у. . 3t

где R - сферическая координата.

Принимаем граничные условия вида

где

0

5

0

) ,)/

а г2irkhp /ff

р - плотность нефти в пластовых

условиях.

Приближенное решение уравнения (I) с граничными условиями (2) - (3) методом интегрального преобразования Лапласа имеет вид

Pc(t)P(r,t)-P(r)---- ---Vt, (4)

/TkhpcT -/t

Зависимость (4), спустя несколько секунд после остановки скважины, удовлетворительно описьшает процесс роста забойного давления, пока приток в скважину не снизится до 20-30% первоначального дебита.

В осях dPc(t)Vl;-t уравнение (4) есть уравнение прямой линии, по наклону i которой можно определить гид

пласта, течение становится искривленным и его приближенно можно рассматривать как сферически-радиальное. Уравнение (1) в сферических координатах имеет вид

P(Rit) + 2 ) JR R t5R

1. 1Ш.О(6)

у. . 3t

где R - сферическая координата.

Принимаем граничные условия вида

Изобретение относится к области добычи нефти. Цель изобретения - по- вьппение точности и упрощение технологии способа. Спускают глубинный прибор в работающую скважину и проводят измерения. Измеряют дебит скважины и регистрируют кривую восстановления забойного давления после остановки скважины. Полученную кривую перестраивают в координатных осях Pc(t)Vt-t. Определяют наклон i 1 начального прямолинейного участка и время отклонения tp фактической кривой от прямолинейной зависимости дРс(t) , t, Перестраивают кривую восстановления давления в координатных осях ЛР(. (t )1 / Vt, Определяют наклон прямолинейного участка 12. Толщину пласта определяют по ф-ле (/()« к((1 1- 1 Ьн)/(рде г/) где о - коэффициент, учитывающий расположение вскрытого интервала относительно кровли; Q - дебит скважины до остановки в нормальных условиях, кг/с; объемный коэффициент нефти, /i - коэффициент упругоемкости залежи, Па . 3 ил., 1 табл. i СЛ со 00 СХ

В начальный период времени процесса восстановления давления происходит неустановившаяся плоскорадиаль- ная фильтрация в интервале работающей толщины h пласта. Радиус границы возмущенной зоны R согласно теории упругого режима равен , где f- некоторая постоянная. Приток в скважину после остановки можно аппроксимировать уравнением

Q (-a-t),

где Q о дебит скважины до остановки;а 0 - некоторая постоянная.

С четом изложенного, граничные условия для уравнения (1) примут вид P(r,)P(r); P(r-0,t) А

const;(2)

P(R « ,t) P(R,)Po; (RfRcit)

aR

5

2ifkpR

(7) (8)

0

5

где PO - пластовое давление;

RC - радиус скважины в сферических координатах.

Величину Q можно принять постоянной, так как на этой стадии процесса неустановившейся фильтрации приток в скважину незначительный и не влияет на КВД.

Приближенное решение уравнения (6) с граничньми условиями (7)-(8) после использования интегрального преобразования Лапласа и аппроксимации интегральной показательной функции для малых аргументов имеет вид

Р, (t) Р„ - P(R,t)

, Rf 1 I (9)

Re L /rp

В осях 4Pp(t)-l//t уравнение(9) есть уравнение прямой линии, по наклону i, которой можно определить па- k

раметр

(10)

k

. li 4(t.j)p

Решая совместно уравнения (5) и (10), можно определить работающую толщину пласта

2

i, Vf.

(ii)

f/

(11)

Зависимость (11) получена в предположении, что скважина вскрьшает кровлю (подошву) пласта. Если вскрытый интервал расположен в центре пласта, то уравнение принимает вид

Ь . -4- (12)

i.j уг, ff

Постоянная ,985 определена путем сопоставления расчетов, прозе- денньсх по формуле (5) и известной зависимости И.А.Чарного и И.Д.Умрихина В качестве t необходимо принимать время отклонения фактической КВД от прямолинейной зависимости лРс(с)т Е i,t.

Способ осуществляется следующими действиями: замеряют дебит скважины Q; производят спуск глубинного манометра в скважину; замеряют забой- ное давление Р.; закрьшают скважину и фиксируют рост восстановления давления на забое скважины (КВД) во времени Pj.(t); полученную кривую восстановления давления перестраивают в координатных осях 4Pc(t)irt-C; определяют наклон i,начального прямолинейного участка и время отклонения t фактической кривой от прямолинейной зависимости iP(t} Vt i,t; кривую восстановления давления перестраивают в координатных осях P(t) - l//t; определяют наклон прямолинейного участка ij; производят расчет работающей толщины пласта по формуле (11) или (12).

Способ определения работающей толщины пласта по данным исследования

10

15

20

25

ЗО .

40455055

несовершенной по степени вскрытия скважины, дренирующей массивный пласт, был использован на примере эксплуатащ1Онной скважины глубиной 2690 м, дренирующей пласт в интервале 2630-2670 м, что соответствует середине продуктовного пласта. Скважина работает с дебитом ,21 кг/с. Плотность дегазированной нефти Рлрг 823 кг/м , объемный коэффициент ,29 . Коэффициент упругоем- кости разр абатьшаемой залежи / 0,4510 Па .

В работающую скважину произвели спуск глубинного манометра МГН-2, замерили забойное давление Р 17,06 МПа. Закрыли скважину на устье и зафиксировали рост забойного давления в течение 23340 с. Произвели подъем глубинного манометра и расщифровали картограмму.

В результате интерпретации данных картограммы давления получена кривая восстановления давления (фиг. 1 (численные значения приведены в таблице, графы 2 и 3), где на оси ординат - значения перепада давления 4Pc(t), на оси абсцисс - величина момента времени, соответствующего данному перепаду. Для точки 2 моменту времени t 2408c соответствует лРс(ь)0,64 МПа. Для других точек аналогично. Для каждой точки кривой восстановления давления рассчитывают величину лP(.(t)Yt (табл.графа 4).

Для точки 2: 4Р c(t) ,64 V2408

31,4 MDaVc.

Для остальных точек производят расчет аналогичным образом.

Производят построение кривой восстановления давления в осях 4Pc(t) Vt- -t (фиг.2), где на оси ординат откладывают значение величин dPc(t)Vt, а на оси абсцисс - значение времени t, соответствующее величине APc(t)/f.

Для точки 2 моменту времени t 2408с соответствует значение iP(t) |t 31 ,4 MnaVb.

Определяют наклон начального прямолинейного участка полученной кривой по точкам 4 и 8. Для этого производят вычисление:

i, 1----1- 3,9-10- Па/1Гс.

X 4 - X 8

Определяют время отклонения кривой от прямолинейной зависимости 3Pc(t), t г 15000 с.

Для каждой точки замеренного времени процесса восстановления давления определяют величину 1//t (табл графа 5).

Для точки 2 момент времени t 2480 с, соответственно ,02.

Производят построение кривой восстановления давления в ) - -1/Vt (фиг.З), где на оси ординат откладьшагот значения величин 4Pc(t) а на оси абсцисс - значение 1/Vt, соответствующее данной величине 4Pc(t).

Для точки 3 значению dP(t) 1,25 МПа соответствует значение ,015 I/VE.

Определяют наклон прямолинейного участка полученной кривой по точкам 17 и 19. Для этого производят вычисления:

XjLlXl

1 VZv

14 -П

83,33-10 Па/Ус.

Учитьшая, что вскрытый интервал расположен в центре пласта, по фо1 муле (12) определяют толщину пласта

h.(il),27M i,/iFj P.er/

Работающая толщина пласта, определенная по результатам термометрии скважины, составила ориентировочно 50 м.

Формула изобретения

Способ определения работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине, включающий спуск глубинного прибора и проведение измерений в работающей скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и упро

щения технологии способа, замеряют дебит скважины и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) после остановки скважины, а работающую толщину пласта h определяют по формуле

h -ji-

i. tj Рде гЛ

где

at 5

0

1

5

0

5

0

коэффициент, учитьшающий расположение вскрытого интервала относительно кровли (подошвы) пласта ( о 5,19 при расположении вскрытого интервала в центре пласта, ,27 при расположении вскрытого интервала У кровли или по- дощвы пласта); наклон начального прямолинейного участка КВД в коор- . динатных осях 1 Р,-(t)Vt-t,

Па-с- / ;

4P,(t) - изменение забойного давления во время остановки скважины. Па;

время отклонения фактической КВД в координатных осях JPc(t)Vt-t от прямолинейной зависимости dPc(t), с; наклон прямолинейного участка КВД в координатных осях /5Pc(t)-l/Vt,na-c ; плотность дегазированной нефти, кг/м ,

дебит скважины до остановки в нормальных условиях, кг/с; объемный коэффициент нефти.

t 17 ГдегQ Ь. м

VM

| - коэффициент упругоемкости залежи. Па .

0.

0,020

0,015

0,012

0,011

лооо

13738008

Продолжение таблицы

ввоtsta

ФиЛ1

20009

tc