Способ определения параметров пластов при нестационарной фильтрации пластового флюида к скважинам Советский патент 1981 года по МПК E21B47/00 

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАдаТРОВ ПЛАСТОВ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВОГО

12

Изобретение относится к области промысловых газогидродинамических исследований; пластов и может быть использовано для получения исходных данных при прогнозировании и планиро вании разработки месторождений.

Известен метод определения параметЕ ов совместно радрабатаваемБ1Х нефтяных пластов

Однако этот метод предусматривает проведение в процессе исследования мйогопластовой залежи дебитометрии, что неосуществимо в скважиназ с пере}1ув{енн1Ф1И насосно-компрессррными трубами (НКТ) ниже подоишы продуктивного горизонта.

Известен снойоб определения параметров пластов при нестационарной фильтрации жидкости или газа к скважине по восстановлению или стабилиЭ9«ии давления 2.

однако при яспользованяи способа 8 случав многопластовой залежи можно определятьлишь некоторые усредненные параметры для всего продуктивного горизонта 4

Целью изобретения является определение гидропроводности и проницаемости каждого пласта в отдельности по данным стабилизации давления в ФЛЮИДА К СКВАЖИНАМ

скважине, в которойпласты продуктив-i ного горизонта перекрыты НКТ.

Для этого скважину с перепущенны ш НКТ после остановки пускают в работу одновременно по НКТ и затрубному пространству так, чтобы через НКТ. работал только саглый нижний пласт или через затрубное пространство самый .верхний п.паст продуктивного

10 горизонта. Затем замеряют по показателям манометров по головке или на .атрубном пространстве скважины па-. денне дЙ1зления в НКТ или в затрубном пространстве. После того, как давле15ние на головке и на затрубном пространстве восстановится, .скважину вновь пускают в работу, но уже таким образом, чтобы через НКТ работали два самых нижних пласта или через затрубное

20 пространство - два самых верхних пласта, и повторяют те же измерения. Этот процесс повторяют до тех пор, пока не будут исследованы все пласты продуктивного горизонта,

25

На последнем шаге исследования снимается стабилизация давления в НКТ при работ.е всех пластов через НКТ или стабилизация Давления в затрубном пространстве дри работе всех 30 пластов через затрубное пространство. В этом случае по известной методике определяют суммарную гидропроводность всех пластов: 6 VVV--- T - гидропроводность п-го пласта или пропластка. S определяют по данным стабилизации давления в затрубном пространстве, когда через затрубное пространство работает только самый верхНИИ пласт 1,Чч + 1. определяют по данным стабилизации давления в затрубном пространстве, когда через затрубное пространство работают два самых верхних пласта 1 и 2 и т.д. до 6 +SQ+S--}, +..п-1. Если стабилизация давления снимается по показателям манометра на головке скважины, то сначала определяют |9 при работе через НКТ самого нижнего пласта п, gn+€n- - при работе через НКТ двух самых нижних пластов п и п-1 и т.д. до )+ ... .§5 + +. ...ч. Вычитая из каждого последующего результата предыдущий,получают гидро проводность каждого пласта или пропластка , BQ , g , . .. вп . А зная h,hr(,h3,. . .Ь„ - мощности пластов или пропластков и вязкости жидксзсти или газа, поступаю щих из каждого пласта или пропластка определяют k ,1с,2/ проницаемость этих пластов или пропластков. Для того, чтобы пускать скважину в работу по НКТ и по затрубному пространству одновременно с нужным со отношением дебитов/ сначала определяют дебиты каждого пласта в отдёльности на данном стационарном режиме и выставляют их на стационарных режи мах с помощью рабочих задвижек на головке и на затрубном пространстве, а останавливают и пускают скважину в работу с помощью общего вентиля. Способ отрабатывался при исследовании скважины № 408 Щебелинского газового месторождения. Исследовалис самый верхний и самый нижний пласта, так как по предварительным исследова ниям были определены именно их дебиты на стационарном режиме работы скважины с дебитом нм /ч; После работы скважины одновременн по затрубному пространству и по НКТ с общим дебитом 3000 им /ч и с дебитом в НКТ, равным дебиту нижнего пласта - 400 нм /ч, скважина была ос тановлена с помощью общего вентиля, а после восстановления давления с помощью того же вентиля пущена в работу. Затем в затрубном пространстве €ьт восстановлен дебит самого верхнего пласта при общем дебите 3000 нм /ч с помощью рабочих задвижек , и скважина была остановлена и пущена вновь в работу с помощью общего вентиля. Стабилизация давления в затрубном пространстве в этом случае представлена на чертеже. Для верхнего пласта попуч&кы следующие параметры: 7 2150 млд. а для нижнего; f 477fijjf ,.,. Использование описываемого способа обеспечивает по сравнению с известными следующие преимущества г по данным нестационарной фильтрации к скважине с перепущенными НКТ можно определить параметры каяодого пласта в отдёльнрсти} если на каком-то стационарнрм режиме работы скважины с перепущенными НКУ. известны дебиты каждого пласта в отдельности, то для определения их параметров необходимь лишь устьевые манометр1и и наземные расходомеры. Формула изобретения Способ определения параметров пластов при нестационарной фильтрации пластового флюида к скважинам, оборудованным перепущенными ниже подошвы продуктивного горизонта насосно-комврессорными трубами, основанный на измерении давления на устье и дебита скважины, отличаюад и и с я тем, что, с целью определения гидропроводности и проницаемос1И каждого пласта в отдельности,скважину пускают в работу одновременно по затрубному пространству и насоснокомпрессорнкм трубам с дебитом в последних, равным дебиту самого нижнего пласта, после остановки скважины каждый раз в насссно-компрессорншс трувах увеличигают на величину, равную яеОиту вьЕцележащего пласта при ПОСТОЯННСЯИ1 общем дебите в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах. . Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1,Кузьмин В.М.и Степанов В.П. Определение параметров совместно разрабатываемых нефтяных пластов, НТС по добыче нефти, ВНИИ, вып. 36, М., Недра, 1969, с.122-125. 2. Зотов Г.А. И Твердовкин С.М. Газодинамические методы исследования газовых скважин, М., Недра , 1970, с.87-125.

P( IS

11.5

11

4.- -v;v

/