Способ определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта Советский патент 1988 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьппленностк, а именно к определению объема пор и трещин коллектора, участвующего в фильтрации пластового флюида, т.е. к определению запасов нефти и газа по результатам испытания перспективных пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями.

Целью изобретения является повышение точности определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта за счет увеличения радиуса исследования.

На фиг. 1 изображена диаграмма давления глубинного манометра, расположенного под испытателем пластов в подпакерной зоне; на фиг. 2 - фрагмент А диаграммы на фиг. 1; на фиг.3диаграмма давления глубинного манометра, расположенного в трубах выше испытателя пластов; на фиг. 4 - график кривой восстановления давления (КВД),построенный в полулогарифмичес ких координатах Р в зависимости от

/1 Т +е . (Ig --) ;

на фиг. 5 - график кривой смены режима притора (КСРП), пег- строенный в полулогарифмических координатах PC в зависимости от

а&

Tl + л t

ut

Чг

1 it. Ig тГ-).

1

Способ осуществляют следующим образом.

Замеряют радиус скважины и толщу пласта. Вызывают во время испытания приток из пласта на первом режиме с дебитом q., затем осуществляют смену режима, притока с дебитом q, после этого- записывают кривую смены режима притока (КСРП) с помощью глубинного манометра в подпакерном пространстве на забое скважины (фиг.1) математическое выражение, описывающее это изменение давления, имеет следующий вид:

Р -Р 0,183 qiM . 2,25 k Tt ., с - 6 mfxB r|

+ . ,Tr+ It . ЯА 1 t, kh dt q,- T,

где PO «PC соответственно пласто- вое давление и текущее давление в подпакерном пространстве; q , qj- соответственно дебиты

на первом и втором режимах притока;

. Q

5

0 5

0

5

0

5

0

k - коэффициент проницаемости пласта; h - толщина пласта; Гр - радиус скважины; ji,B - вязкость и коэффициент

объемной упругости пластовой жидкости; Т, ЛЬ - соответственно время

первого режима притока и текущее время после перехода с первого режима притока на второй. Дебиты определяют на первом и втором режимах притока (например, с помощью глубинного дебитомера или расчетным путем, используя запись глубинного манометра). Осуществляют закрытый период испытария, изолировав подпакерное пространство от внутренней полости труб. ,

Записывают кривую восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве с помощью глубинного манометра (фиг. 1). Математическое выражение, описывающее изменение давления в закрытый период испытания, имеет вид

Р . q- .. T+g , fy. Р (Ig - ), (2)

где q - средний цебит;

V

Ч тт fo5(a где V - объем флюиды, полученный за

общее время притока ; . Т,б - общее время притока и текущее время закрытого периода. Строят график зависимости Р с Т + б

: f(lg), используя диаграмму

9

давления.глубинного манометра (КВД), и по нему определяют пластовое давление Рр, .которое равно величине отрезка, отсекаемого на оси ординат, от начала координат (фиг. 4)„

Определяют коэффициент сжимаемости пластового флюида и его вязкость в лабораторных условиях (по данным анализа отобранной при испытании пробы флюида), а затем строят график зависимости PC f(lg

t -1

5

4t

используя диаграмму давления глубинного манометра (КСРП), по нему определяют коэффициент гидропроводности

kh „ пласта -гг , который обратно пропорР ционален углу наклона М

0,183-q-i(u

kh

построенного графика (фиг. 5). Затем по коэффициенту гидропроводности пласта определяют коэффициент проницаемости пласта К, используя данные замера толщины пласта h и вязкости пластового флюида |t( .

Вычисляют параметр А для любого фиксированного времени 4tj и соответствующего ему забойного давления PCI , взятых с построенного графика КСРП.

Коэффициент эффективной пористости пласта определяют по формуле

k ь/Г

2,25 k Tt Мй

10

o, «HiH

(3)

h де k - коэффициент проницаемости пласта, м ; , толщина пласта,м; радиус скважины, м; вязкость и коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, МПа-с, 1/М11а; дебит на втором режиме притока, м /с;

время первого режима притока, с;

,В

1 Т,

.(P„-P.;)Cl

0.183 qiju kh

Ig

Т, + /3 t

4tj

(4)

+ Яг Ig ti qi TI

Параметры вычисляют для любого фиксированного времени Jt, взятого с построенного графика КСРП; Pp,Pj.j- начальное пластовое давление и давление на забое в момент фиксированного времени, взятого с графика КСРП, МПа.

Способ был опробирован в скважине. Исходные данные по скважине и испытываемому объекту: забой скважины 2770 м, интервал испытания 2750 - 2770 м.

Способ осуществляли в следующем порядке. Замерили диаметр скважины 20 см (Г(, 10 см) и толщину пласта h 1000 см. Затзм в скважину бьш спущен комплект испытателей пластов иа трубах, в состав которого входило устройство, обеспечивающее смену режимов притока на забое. После пакеров ки (изоляции пласта от затрубного пространства) был вызван приток из пласта на первом режиме через 20 мм штуцер в течение Т ,8,8 мин (528с)

Затем была осуществлена смена режима притока на забое ({ аменен штуцер

диаметром 20 мм на штуцер диаметром 10 мм), при кот ором приток продолжался в течение Т 6,5 мин (390 с). Затем бьша осуществлена вторая смена режима притока на забое скважины (заменен штуцер диаметром 10 мм на штуцер диаметром 5 мм), при котором приток продолжался в течение Т з 7,6 мин (456 с).

С помощью глубинного манометра в течение всего открытого периода испытания осуществляли запись изменения

давления в подпакерном пространстве (фиг. 1).-Па диаграмме (фиг. 1) отмечены КСРП и КСРП2 соответственно кривые смены режимов притока при переходе с первого режима притока на

второй и с второго на третий, а также характерные точки давления Р, Р и РЗ, соответствующие начальным давлениям первого, второго и третьего притока.

Манометр, установленный в трубах вьш1е испытателя пластов, также записал диаграмму давления (фиг. 3). Данная диаграмма отражает рост давления

столба жидкости при наполнении бурильных труб в периоды притока. Деби- Tbiq,, каждом режиме притока были подсчитаны, используя ха- .рактерные точки с диаграммы давления

на фиг. 3 по формуле

п - FTP Prp;(t) ,..

Ч) - р g -т. .

где q - дебит на i-ом режиме прито- ка (первом, втором, третьем)

lP«j(t) - прирост давления в бурильных трубах для i-ro режима притока (для первого 4Р, Р «2 - Р , , для второго йРг РЗ - Plj, для третьего- 4Рз Р. - Р зЬ

- площадь внутреннего сечения

бурильньпс труб;

Р плотность пластового флюйДй5 g - ускорение свободного падения;

Т ) - время притока на i-ом режиме притока (первом, втором, третьем режимах притока).

Вычисленные дебиты по формуле (5) с использованием диаграммы давления на фиг. 3 приведены в табл. 1.

Таблица 1

Для интерпретации кривой схемы режи ма притока (КСРП) был выбран участок EN - перехода с первого режима прито ка на второй КСРП (фиг. 1 и 2).

Данные, необходимые для построе15

ния графика изменения давления PC в

Vat.q2ig 4t

зависимости от Ig

At

т,

были взяты с диаграммами давления

табл. 3,

Таблица 3

По окончании третьего открытого периода был осуществлен закрытый период испытания в течение Q 15 мин. При этом глубинный манометр записал кривую восстановления давления (КВД) с начальной и конечной точками соответственно Р4 и Pj (фиг. 1). Давление 2о Фиг . 1 и 2. По ним сделаны необ- в трубах при закрытом периоде испы- ходимые расчеты, приведенные в тания не изменяется и поэтому манометр (фиг. 3) записывает горизонтальную линию на одном уровне, соответст- . вующем характерой точке Р. 25

Для построения графика КВД в полулогарифмических координатах Р. в запр , л.

висимссти от Ig -г-, КВД на фиг.1

о

была разбита на элементарные участки. JQ Для соответствующих значений ,-, взятых с КВД (фиг. 1) ,были подсчитаны

1 /Т + вч

величины Ig (-г--)j ведены в табл. 2.

которые при35

ординат отрезок ОР, равный соглас|{о уравнению КВД Р 30,2 МПа.

В лабораторных условиях определили коэффициент сжимаемости пластово- 54

го флюида (В 10 T-TFT-) и вязкости

МПа

|U 0,45-10 МПа-с по данным анализа отобранной при испытании пробы флю- 0 ВДа.

Для интерпретации кривой схемы режима притока (КСРП) был выбран участок EN - перехода с первого режима притока на второй КСРП (фиг. 1 и 2).

Данные, необходимые для построе5

ния графика изменения давления PC в

Vat.q2ig 4t

зависимости от Ig

At

т,

были взяты с диаграммами давления

о Фиг . 1 и 2. По ним сделаны необ- ходимые расчеты, приведенные в . 5

табл. 3,

Фиг . ходимые

Таблица 3

ним сделаны необ- риведенные в

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшленности, а именно к определению запасов нефти и газа по результатам испытания перспектив- ньпс пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями. Цель повышение точности определения коэффициента зффективной пористости продуктивного пласта за счет увеличения радиуса исследования.. При определении коэффициента пористости продуктивного пласта замеряют радиус скважины и толщу пласта, вызывают во время испытания приток из пласта на первом режиме с дебитом q и осуществляют сме - ну режима притока с дебитом q. Затем записывают кривую смены режима притока (КСРП) с глубинного манометра в подпакерном пространстве на забое скважины. Определяют дебиты на первом и втором режимах притока (с помощью глубинного дебитомера или расчетным путем), осуществляют закрытый период испытания, изолирован под- пакерное пространство от внутренней полости труб. Записывают кривую восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве. По данным КСРП и КВД определяют пластовое давление и коэффициент гидропрбводности пласта. Коэффициент эффективной пористости вычисляют по определенной формуле.5 ил. i (Л О) О) 00

Таблица 2

По данным табл. 2 был построен график КВД в полулогарифмических координатах Рр в зависимости от

Т + 9 . , ч , цч ропроводности пласта Ig . ,Л : Y (фиг. 4). Этот график имеет «

е

ВИЙ наклонной прямой с углом наклона

qi 0,1 /Ч Mj

М

0,183 q (Ц k-h .

отсекаемой на оси

По данным табл. 3 построен график

зависимости (lg .V- TJT- )

Лс q i 1

который имеет вид наклонной прямой (фиг. 5). Согласно уравнению, описывающему изменение давления при смене режима притока, угол наклона пря

мой графика на фиг. 5, равен 2 0,. 1,43МПа/лц.

Отсюда определили коэффициент гидропроводности пласта

qi 0,183-8,83- /Ч Mj1,43

1135 см /(МПа с);

1135 1000

kh

1,13 см2/(МПа с); 1135

D7l83-qjju 0,183-56805

ь°9 ш Вычислили параметр А для фиксированного времени 4t . 60 си соот- ю ветствующего ему забойного давления 22,83 МПа:

A.(P,-P,-°- fagI u

it.

вой смены режимов притока (КСРП), отбор пробы пластового флюида и е анализ, замер радиуса скважины и т щины пласта, отличающий тем, что, с целью повышения точно за счет увеличения радиуса исслед вания пласта, после исследования н втором режиме осуществляют закрыты период испытания с записью кривой восстановления давления (КВД), по данным КСРП и КВД определяют плас вое давление и коэффициент гидроп водности пласта, а коэффициент эф

Я1 1 ALL - (-го 9 79 0.183-8870 15 Фекти вной пористости вычисляют по ig т/ UU,-/,BJ; .1 формуле ....

КЬА

)гО,387 6,82 МПа.

m

Определили коэффициент эффектив- ристости

2,25-kTi

ой пористости пласта по формуле

KfiA

/W Вт;

10

o.rtJfVjf

2,25 kTi

2,25 1,13-528

10- -юо ю -

pBrJlO e.i«HiM

0,02.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с достаточной точностью определять коэффициент эффективной пористости продуктивного пласта на стадии его бурения и испытания без существенного изменения техники и технологии испытания.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласга, включающий исследование пласта на двух режимах притока плас- тового флюида в скважину с определе- нием дебитов скважины и записью кривой смены режимов притока (КСРП), отбор пробы пластового флюида и ее анализ, замер радиуса скважины и толщины пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения точности за счет увеличения радиуса исследования пласта, после исследования на втором режиме осуществляют закрытый период испытания с записью кривой восстановления давления (КВД), по данным КСРП и КВД определяют пластовое давление и коэффициент гидропро- водности пласта, а коэффициент эфчисл ....

КЬА

m

2,25.kT, Q 0,m,H ,

B-rt

0

5

30

35

где m - коэффициент эффективной пористости пласта; k - коэффициент проницаемости

пласта,

h - толщина пласта, м; г. - радиус скважины, м; |U, В - вязкость и коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, МПа«с, 1/МПа; Яд- дебит на втором режиме притока, м /с; I

Т - время первого режима притока, с;

А . (Po-P«i)- f IS)i

- 11

Pg - пластовое давление, МПа; фиксированное время от начала исследования и соответствующее ему забойное давление, с, МПа.

5

PI PI

фиг.1

T,528 0122ti3611860728 96 Bpefffifu l

фиг г

я

Время, fft/ff.

cpi/г.з

врещ /w/y