Способ определения сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождения природных газов Советский патент 1991 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазобы- вающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности получения информации о раскрытости трещины.

Для реализации способа необходимо осуществить введение в пласт через нагнетательную скважину индикатора в носителе, отбор проб из добывающей скважины и onределение времени появления индикатора в продукции добывающей скважины.

Индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в нагнетательной скважине в один из объектов. С момента появления индикатора в продукции добывающей скважины другого объекта определе- яют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции добывающей скважины во времени и по этой зависимости определяют значения времен ц и t2, соответствующих концентрациям Ci и Cz, удов- летворяющимлусловиямл

л0,1Ст С1 С2 Ст,

где Cm - величина пика концентрации индикатора при подходе его к добывающей скважине,

по наличию индикатора в продукции добывающей скважины судят о сообщаемости объектов, а эффективную емкость системы фильтрующих трещин определяют из выражения

t hT. ,.„тLCnjVCo) Ч - (In С2/СоУ t2 67

In Ci In Ci (itTci/cTf On /Co/K tif

где Ci и С2 - значения концентрации индикатора в продукции добывающей скважины соответственно на моменты времени ti и t2,

Со - исходная концентрация индикатора в закачиваемом газе-носителе;

Dm - коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м /с;

тт - коэффициент пористости трещин;

hr - высота трещин,

а скорость фильтрации газа в трещине определяют из выражения

VL Ц(пС1/с0)2-(1пс2/Со)2з

тт (Щ Cl/Co)2 ti - (In C2/CO)2 t2

где L - расстояние между объектами в нагнетательной и добывающей скважинах, м.

0

5

0

5

0

5

При этом в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают гелий, а в качестве газа-носителя используют пласто- вый газ.

П р и м е р. На месторождении выбирают нагнетательную скважину, вскрывающую первый объект, и добывающую скважину, вскрывающую второй объект, находящиеся на расстоянии Н 200 м, скорость фильтрации газа в пласте U 100 м/г. Перфорированная часть пласта В 50 м. Расстояние между объектами в нагнетательной и добывающей скважинах по вертикали I 100 м. Средняя пористость, определенная интерполяцией данных по керну, составляет m 0,11. Коэффициент конвективной диффузии индикатора - гелия D 10 6м2/с, Коэффициент сверхсжимаемости природного газа в пластовых условиях Znn 1,2, в атмосферных условиях Zai 1. Пластовое давление Рпл 53 МПа, атмосферное Рат 0,1 МПа. Коэффициент молекулярной диффузии индикатора Dm м2/с.

Вычисляют расстояние между максимально удаленными объектами в нагнетательной и добывающей скважинах по

формуле

L- V10000 + 40000 223,6м.

Определяют время, за которое пик оторочки достигает добывающей скважины

Т- °-11 22Э 6 7758990.5 с. 3,17

Рассчитывают ширину ореола рассеивания индикатора

Е 2,12 10

п

,-8

7758990,5

10

0,192 м.

Затем рассчитывают необходимое количество индикатора-гелия для закачки в 45 пласт

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет обеспечения получения информации о раскрытости трещины. Для этого вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе. Осуществляют отбор проб из добывающей скважины (ДС). Определяют время появления индикатора в продукции ДС. Индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в нагнетательной скважине (НС) в один из объектов. С момента появления индикатора в продукции ДС другого обьекта определяют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции ДС во времени. По указанной зависимости определяют значения времен ti и t2, соответствующих концентрациям CIA и С2, удовлетворяющим условиям 0,1 Cm Ci Ca Cm, где Cm - величина пика концентрации индикатора при подходе его к ДС. По наличию индикатора в продукции ДС судят о сообщаемости объектов. Эффективную емкость системы фильтрующих трещин определяют из выражения пт mT {(fnCi/Co)2 (fnC2/Co)2x (Dm)172}: {fnCi fnC2 (EnCi/Co)2- -tfnC2/Co)2} (t2 - ti)1/2}. где Со- исходная концентрация индикатора в закачиваемом газе- носителе; Dm - коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м2/с; nru - коэффициент пористости трещин; hr - высота трещин. Скорость VT фильтрации газа в трещине определяют из выражения Л7тт {L (fnCi/Cof-(hC2/Co)(nCi/Co)2x xti - (tnC2/Co)2t2}, где L- расстояние между объектами в НС и ДС, м. В качестве индикатора в НС закачивают гелий. В качестве газа-носителя используют пластовый газ, 1 з.п. ф-лы. Ё сь 00 fc ю

V

О 11 Г4Ч14Ю 6м/с

U, I I I Ч J, I ЧЈ.

3,17 -223,6м

у/2 . 10-2 . 223,6 . 50 м 0,192 м 53 МПа 1

1,2 0,1 МПэ

Рассчитывают дебит галереи

106м/с 50м 0,192м

10 5м3/с.

gn 3.17

3,04

Рассчитывают начальную концентрацию индикатора на нагнетательной скважине

-138,7м3

с

136,7м

з

В нагнетательную скважину, вскрывающую первый объект, при помощи компрессора закачивают 138,7 м гелия и продавливают его из ствола скважины в пласт пластовым газом в объеме 54 м .

Регистрируют моменты закачки индикатора в нагнетательную скважину и появления эго в продукции добывающей скважины. В продукции добывающей скважины через время ц 9,2- 10 с появился гелий с концентрацией Cf 1,6 , а через время г 1.3 106 с его концентрация возросла до Са 4,5 .

На основании полученных данных делают заключение о наличии вертикальной со- общаемости между объектами в районе нагнетательной и добывающей скважин.

Рассчитывают скорость фильтрации в трещине на участке между скважинами

УТ

тт (-5.9) 92 2,06 м/с.

10 с-(-4.8) 1,3 Юс

Раскрытость трещины, соединяющей два объекта, рассчитывают по формуле

Н, т, - JgЈЈ-L -LWt.-±JLV f- 1.3 Ю с 10-в м2/с

Q 7 ,3л(МЗ)( W( 5 Н.в7ГТз 0 9;2 То ™ У,7Ь 10 м.

Следовательно, между двумя объектами на участке между указанными скважинами существует вертикальная сообщаемость. Раскрытость трещины 9,76 м, скорость фильтрации 2,6 .

Применение изобретения при разработке газоконденсатных месторождений и контроле процесса разработки позволяет осуществлять контроль за движением сухого газа при реализации сайклинг-процесса на многопластовых месторождениях природного газа. При этом становится возможным определение направления фильтрации, скорости фильтрации в системе трещин и раскрытость вертикальных трещин.

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

0

5

0

повыи Рнич яффективности способа путем обеспечения получения информации о ряс- крьяости трещины, индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, вводят в нагнетательной скважине в один из объектов, с момента появления индикатора Б про- дукцми добывающей скважины другого объекта определяют зависимость изменения концентрации индикатора в продукции добывающей скважины во времени и по этой зависимости определяют значение времен ti и iz, соответствующих концентрациям Ci t C2, удовлетворяющим условиям

0,1 Cm Cm,

где Cm величина пика концентрации индикатора при подходе его к добывающей скзз- жине, по наличию имдмкзторз в продукции добывающей скважины судят о сообщаемости объектов, я эффективную емкость системы фильтрующих трещин определяют из выражения:

jjj;(Li:

In Ci In Сз . n

: 2- /- LdilD

cTTcTflin C2l:ofHt7 - т,)

где Ci и С2 - значение концентрации индикатора в продукции добывающей скважины соответственно на моменты времени ti и

Со - исходная концентрация индикато ра в закачиваемом газе-носителе;

Dm - коэффициент молекулярной диффузии индикатора, м2/с;

гпт - коэффициент пористости трещины;

Ьт - высота трещины,

а скорость фильтрации газа в трещине определяют из выражения

VT L(inCi/C0)2-(lnC2/Co)2

тт (In Ci/ -Co)2 ti - (In C2/C0)2 t2 где L - расстояние между объектами в нагнетательной и добывающей скважинах, м.

2. Способ по п. 1,отличающийся тем, что в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают гелий, а в качестве газа-носителя используют пластовый газ.