Способ исследования пластов Советский патент 1992 года по МПК E21B47/10 

приток и восстановление давления, регистрацию забойного давления и дебита пластовых флюидов во время регистрации кривых притока и восстановления давления, повторные испытания осуществляют до тех пор. пока не будут найдены пары значений забойных давлений и дебитов, между которыми значение скин-эффекта равно нулю, при этом произведение эффективной пористости на эффективную толщину продуктивного пласта находят из формулы hK2.25 В Т/п

4яг|(/Зж+/5поР )le° где h - эффективная толщина пласта, м; Кп

-эффективный коэффициент пористости; В

-коэффициент объемной усадки пластового флюида; Т - время регистрации кривых притока, с; п - количество точек расшифровки кривых притока; гс - радиус скважины, м; и /Зпор соответственно упругость пластовой жидкости и пор пласта, 1/Па;

ьХ

;°п.-Рп-)/Чг, -(Рп -Рп-1/Ч

р

-ЛХ,

.-(Јa,°,,-,)/v 25

20

- тангенс угла наклона прямой, проведенной по двум точкам кривой притока с номерами п и п . между которыми скин-эффект равен нулю;

+ 1

-l

с - Yn/l - Xn; Yn - (Pr

n - 1

Xn( X qi dn-i )/Qn: AXn Xni i

-Xn ; Ayn yn -yn

qi и qn - дебиты пластовых флюидов, м3/с;

Рпл и Рп - соответственно пластовое и забойные давления, Па. е - основание натуральных логарифмов,

S, В, /Зж - определяют по таблицам и формулам Справочной книги по добыче нефти под ред проф Гиматудинова Ш.К.. М.: Недра, 1974.

Изобретение иллюстрируется следующим примером.

В скважину на бурильных трубах спускали испытатель пластов с пакером и глубинными манометрами, установленными в фильтре-хвостовике под пакером и в трубах над запорным клапаном испытателя. В конце спуска бурильных труб с испытателем пластов его фильтр-хвостовик встал на забой скважины на глубине 1320 м, а пакер загерметизировал кольцевое пространство скважины на глубине 1309 м при нагрузке

5

на пакер 6 т от массы труб. Впускной клапан испытателя открыли через 3 мин и в течение 30 мин продолжался приток жидкости из испытываемого пласта, а потом был закрыт

5 запорный клапан, и глубинные манометры, зарегистрировав кривые притока, стали регистрировать после закрытия притока кривые восстановления забойного давления в течение 60 мин. Затем испытатель пластов

10 подняли из скважины на поверхность пакером фильтром-хвостовиком и с глубинными манометрами. Извлекли диаграммы записей из глубинных манометров, по данным которых определили: Рпл 66,047.105 Па;

15 гидропроводность удаленной зоны пласта Јузп 1,352 мкм .см/мПа-с; скин-эффект в начале притока SH 12,52; скин-эффект в конце притока 5к 8,11. т.е. его значения не достигли нулевого значения в процессе очи0 стки призабойной зоны пласта (ПЗП). В связи с этим был о/ювторено испытание того же пласта путем второго спуска испытателя пластов на трубах.

При повторном испытании того же пласта впускной клапан испытателя пластов открылся через 3 мин после посадки, пакера, а приток продолжался 50 мин после чего комплект испытателя пластов с трубами и глубинными манометрами был поднят на

0 поверхность.

Поданным диаграмм давления были определены значения скин-эффекта, которые в начале притока были SH 7,161, а в конце притока 5к « -1.041, т.е., значения скин-эф5 фекта переходили в процессе притока через нуль (см.таблицу 1), и были найдены пары значений дебитов и забойных давлений, между которыми скин-эффект равен нулю (между п 2 и п 3).

0По данным этих точек, между которыми

5 0, значение hKn. определенное по данным: В - 1,1; т/п 50/10 5 мин 300 с, гс-0,1 - 3.7. 1 /Па оказалось равным hKn 1,3865 м и существенно

5 отличалось от данных расчета по другим парам точек, где значения hKn оказались завышенными, т.к. не попали в интервал, где 5 0 (см.таблицу}.

0 Затем при определенном наиболее достоверном значении ЬКП с большей точностью определяют гидропроводность призабойной зоны пласта, коэффициент призабойной закупорки, пьезопроводности

5 ПЗП и УЗП, потенциальный и фактический коэффициенты продуктивности пласта и другие его параметры, необходимые для подсчета запасов и проектирования разработки залежи нефти.

Формула изобретения Способ исследования пластов, включающий спуск в скважину на трубах испытателя пластов с пакером и глубинными приборами, изоляцию пласта путем пакеро- вания, многократные испытания на приток и восстановление давления, запись кривой притока в течение заданного времени, измерение значений забойного давления и дебита пластовых флюидов и определение физических параметров пластов, отличающийся тем, что, с целью повышения его надежности за счет повышения точности определения произведения эффективной пористости на эффективную толщину продуктивного пласта, испытания осуществляют до нахождения пары значений забойного давления и дебита, между которыми значение скин-эффекта равно нулю, при этом произведение эффективной пористости на эффективную толщину продуктивного пласта находят из соотношения:

h.K2.25-BT/n.

4яг(/3ж+Јпор )lec где h - эффективная толщина пласта, м: Кп - эффективный коэффициент пористости; В - коэффициент объемной усадки пластового флюида; Т - время записи кривой притока, с; п - количество точек на кривой притока, в которых измерены значения забойного давления и дебита пластового флюида; гс - радиус скважины, м; и Р пор - соответственно упругость пластовой жидкости и пор пласта, 1/Па,

10

(P«rPrt-)(PWrP|.«l/4«

-6Х,

((%---,)

- тангенс угла наклона расчетной прямой. проведенной по двум точкам кривой притока с номерами п и п между которыми скинэффект равен нулю

. п-1 +1 an-i In

п -I

С - Yn/t - Xn; Yn

Р пл - Рп qn

Хп

5) qi an - i

i 1

Qn

25qi и qn - дебиты пластовых флюидов,

м /с; Рпл и Рп - соответственно пластовое и забойное давления, Па.