Способ послойного определения параметров пластов нефтяной,газовой и водяной залежи Советский патент 1976 года по МПК E21B47/00 

гаемому способу измеряют распределения температуры в скважипе при ее работе по НКТ с той же самой депрессией на пласты, изменяют .величину депрессии и проводят повторные измерения распределения температуры в скважине.

Дифференциальные уравнения, описывающие распределение температуры по мощности i пласта, будут иметь вид:

S + G, (Z).Г (Z) Ср G (Z) Т,(Z) - Г(Z);

с, С, + GI (Z). Т, (Z) -Кт Т, (Z)-T, (Z) - с (Z) Т, (Z) - Г,(Z) + c -G-T(Z)

,(Z)-T,((2)

Уравнение (1) описывает распределение температуры при работе скважины по затрубному пространству, система уравнений (2) описывает распределение температуры в НКТ Ti(Z) и затрубном пространстве (Z) при работе скважипы по НКТ.

В этих уравнениях Z - координата, отсчитываемая от подощвы пласта, направленная вверх,

GH, Gb - дебиты ниже и выщележащих по отношению к i-му пластов,

Gi(Z) - функции, описывающие суммарный Gi°(Z) дебит пласта соответственно при подъеме выходящего из пего флюида вверх или вниз,

Дт - линейный коэффициент теплопередачи,

Ср - удельная теплоемкость при постоянном давлении,

G - общий дебит скважины, который считается известным.

В уравнениях 1 и 2 Th(Z) температура, с которой поступает флюид на забой скважины:

7,,(Z)7o±Ar-T.Z, где

Го - геотермическая температура на подошве i пласта,

Г - геометрический градиент, drAr - изменение температуры, обязанное эффекту Джоуля-Томсона, плюс относится к нефтяным или водяным скважинам, минус - к газовым.

Так как знак, стоящий перед AT в формуле для температуры выхода, не влияет ни на рещение, ни па интерпретацию, то в дальнейшем решение уравнений 1 и 2 представлено только для знака минус, т. е. для газовых скважин.

Решения уравнения (1) и системы (2) имеют вид:

GHT(0)+(Ta-&T- r-Z)-Gi(Z)(Z)dZ

Г (Z) °(3)

GH + G; (Z)

Г (7 - Gb-T.,(0)+G lTi{Z)-Ti(0)(0)-X ,

J 2 }

Gb + 0 (Z)

Z

X()4-G;(Z)..Z + rrG(Z)dZ

о

Gb + G; (Z)

(4)

Ha фиг. 1 изображены функции Gi(Z)

и Gi(Z) в виде произвольных кривых. Из фиг. 1 следует:

G,(Z) + G;(Z) G,

G(2) + Gr(Z):0

(5)

G,(rz) G(0)rrG; Gi(Q) Gl(n) G,

где Gi - общий дебит i пласта,

GI(Z), Gl (Z) - п-ные производные по Z.

Из выражений (3) и (4) с учетом (б) точки получаем:

Gj „ (h) - Г,(0) + 7-0- T(fi) О

,(0)Т(0) т, (0) - 7-1 (К) -f Г (и) - 7 (0) 7-2(0) - Г(0)

Далее рассмотрено соотношение (6) для трех случаев:

пусть i-ый пласт самый верхний, тогда G в равенстве (6) равно О и оно примет вид: Gj T,(Q)-Ti((h)((})}

(7) G7-2 (0) - Г (0)

Из (7), зная T(Z), Ti(Z), T2(Z) по измерениям легко определить G,-.

Для определепия (Т -М) из выражений (3) и (4) с учетом (5) можно получить следующее соотношение:

Г (0)Г,(0)(7-о-Д7)ьГ;(0) (T,)-T

G

(8)

Г(0)Г2(0)--(7-„-Д7-) + Г2(0)7-о-А7)-7(0)

Из выражения (8) легко определить (), так как G,- было определено ранее (из 7).

Зная (Го-АГ) можно определить давление на контуре питания i пласта, если известны давление на забое Яз и эффективный коэффициент Джоуля-Томсона по формуле:

Як-Яз + ,

(9)

.

где РК-давление на контуре питания пласта,

PZ - давление по подошве t пласта, -Еэф - эффективный коэффициент Джоуля-Томсона для газа i пласта.

По данным исследовании можно определить не только (/i), но и функцию Gi(Z). Из представления экспериментальной термограммы T(Z) в виде полинома и разложения (3) в ряд Маклорена в точке найдем G/(0), d (0), GI (0) и т. д. Функцию G;(Z) определяют по формуле:

Gi(Z) Gi(Q)( (0)Z... (10)

Пусть i пласт предпоследний, считая снизу, тогда и равенство 6 позволяет определить Gj. Определение (Го-АГ), а значит и давление на контуре питания пласта аналогично верхнему, но соотношение имеет вид:

r2(0)G,+Gi -G-7-1(0) Qx.4

0,гГ (0) (7о-Д7-)-Гг(0)

(7о-Д7-)-Г(0)

Таким образом, начиная обработку термограмм T(Z), TI(Z), T(Z) от самого верхнего пласта, можно определить дебит каждого пласта, вид функции Gi(Z), давление на контуре Еитания РКЕсли термограмму T2(Z) при работе скважины по НКТ снять не удалось, то перечисленные параметры пласта можно определить по термограммам T(Z) и Ti(Z). В этом случае необходимо ввести предположение о том, что коэффициент теплопередачи от флюида в затрубном пространстве к флюиду в НКТ по мощности пласта величина постоянная. В силу специфичности выхода флюида на забой скважины это предположение вполне оправдано.

Используя систему уравнений (7) и (8),

Кт

можно определить, затем по формуле

CpG

CnG

T,(Z) T,(Z),(Z)(12)

Лг

определяют 79(0) и Т-(Н), зная которые легко находят Gi, TO-&TiPK.

Для определения T2(h) предпоследнего пласта используют участок термограммы T(Z) между самым верхним и предпоследним. Определив Тч(Н) по формуле типа (12), по ней же определяют (0), а по формулам (6 и 11) - дебит предпоследнего пласта Gi и температуру выхода флюида на его подошве (Го-ДГ). Определение параметров других пластов осуществляется аналогично.

Общая схема послойного определения параметров пластов выглядит следующим образом.

1.Скважину пускают в работу по затрубному пространству с общи.м дебитом G. Как только скважина выйдет на режим, близкий к стационарному, снимают термограмму T(Z) по стволу скважины, особенно тщательно по мощности продуктивного горизонта.

2.Не меняя общего дебита скважины, в этом случае депрессия на пласты практически останется неизменно, переводят ск; аж::}г ..-л ; ::боту по НКТ. После выхода скважины на режим, близкий к стационарно.му, СНИМР.ЮТ термограммы T-2(Z) и Ti(Z). 3. По формулам (6, 7, 8 и 11) определяют Gi дебиты пластов, температуры, с которой выходит флюид на забой, вид функции Gi(Z)

4.Если эффективный коэффициент Джоуля-Томсона для флюида фильтрующего из

пластов неизвестен, то для его определения проделывают операции пунктов 1-н-З на режиме с общим дебитом скважины G. Давления на забое скважин можно определить или непосредственным измерением,или восстановить по

термограмме скважины, работающей по затрубному пространству и устьевому давлению.

Определив ДГ по первому режиму и ДР

по второму, можно определить аф, а по

формуле (9) - давление на контуре питания

каждого пласта.

5.Если T2(Z) - термограмма в затрубном пространстве при работе скважины по НКТ не снималась, то решая систему уравнений, составленную из формул (7) и (8), находят

Кгr

для самого верхнего пласта. При решеСрО

л:.,

ПО мощности пласта

НИИ считают, что

CpG

т

неизменно. Определив -- по формуле 12,

CpG

определяют (0), (h), а по формуле (7) - G,.

Для определения Тч(Н предпоследнего пласта используют участок термограммы Ti(Z) между самым верхним и предпоследним. Определив Ti(h) для предпоследнего пласта по формуле типа 12, по ней же определяют 2(0),

а по формулам (6) и (11) его дебит G,,- и температуру выхода флюида на подошве пласта (Го-ДГ).

Таким образом, двигаясь последовательно вниз, находят Gi (То-ДГ}, G; (Z) для каждого из пластов продуктивного горизонта. Для определения давления на их контуре питанзш Ян, определяем те же параметры при другом общем дебите скважины согласно пункту 4.

Па фиг. 2 термограмма T(Z) и термограмма T(Z), полученные на скв. ° 297 Шебелинского газового месторождения, общий дебит скважины, был «202 тыс. км /сутки. Продуктивный горизонт представлен тремя работающими пластами, обозначенными снизу вверх цифрами I, Н и П1. Основную массу газа поставляет пласт 1П (с.1. фиг. 2), пласты Н и П1 должны давать минимальное количество газа.

Дебиты пластов, определенные по изложенному способу, подтверждают это, они оказались равными

От-0,943-Ог; Gn 0,0140; GI 0,0430;

G : 202 тыс км/сутки Формула изобретения Способ послойного определения параметров пластов нефтяной, газовой и водяной залежи, заключающийся в измерении распределения температуры в скважине, работающей с определенной депрессией по затрубному пространству при перепущенных ниже подошвы продуктивного горизонта насосно-компрессорных

Ча) трубах, отличающийся Тем, 4Td, с целью определения дебитов пластов и Давлений на контуре их питания, измеряют распределения температуры в скважине при ее работе по насосно-компрессорным трубам с той же самой депрессией на пласты, изменяют величину депрессии и проводят повторные измерения распределения температуры в скважине.

Ж 2200

S 2300