Способ послойного определения параметров пластов нефтяной, газовой и водяной залежи

(1 ц 515870 Союз Советских Социалистических Республик;5) М. Кл,з Е 47 присоединением заявки Ъе Государственный комитет Совета Министров СССР оо делам изобретенийи открытий 23) Приори(53) УДК 550.839 6. Бюллетень с убликованота опублико ния описания 06.09.7. Ахметова, А. И. Марков, Ни А, Я. Неткач примеров ена Трудового Краснниверситет им. В. И. Казанский осударственный) Заявител о Знаменильянова-Ленина РАМЕТРО ПОСОБ ПОСЛОЙНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВ НЕФТЯНОЙ, ГАЗОВОЙ И ВОДЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Изо во-гео решае кой г бретение относится к области промыслофизических исследований скважины и т одну из задач контроля за разработазовых, нефтяных или водяных месторождений.Послойное определение дебитов пластов продуктивного горизонта, вскрытого единым фильтром, и давления на их контуре питания производится путем спуска в скважину приборов, содержащих комплекс датчиков (давления, температуры, скорости потока) и соответствующей обработки полученных экспериментальных данных. Для проведения таких исследований необходимо поднять колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) выше кровли продуктивного горизонта.Во многих случаях подъем НКТ выше кровли продуктивного горизонта является нежелательным, так как приводит к загрязнению забоя скважины. Далее для очистки забоя проводят раооты по допуску НКТ ниже подошвы продуктивного горизонта для естественной илц искусственной очистки последнего. Наиоолее рациональной схемой оборудования скважины является такая, при которой НКТ спущсны ниже продуктивного горизонта.В случае перепуска НКТ проведение исследовательских работ затруднительно, так как приходится спускать приборы в затрубное пространство. Ввиду сложной формы сечецця затрубного пространства точность измерения деоцта пластов существующими дцстанционнымц дебцтомерами не определена. Прцоороз 1, который мо 5 ет Оыть эффективно пользОВЯН прп цзе 1)енцях В затрубно пространстве, 5 ВП 51 стс 5: тс 1)момет 1 э, т 21. Кяк ему можно придать нацоолее обтекаемую форму. сводящую и минимуму вероятности его заклинивания и обрыва.Известен способ Кунца ц Тцксье опрсделенц 5 деоцтОВ г,1 Яс. Ов по тероОгрямз 1 е скзяжцны, работающей по затрубном 5 прострацству.Этот спосоо нсудовлетворцтелен, так как справедлив только В редких случаях, встречаОщцхся в практике. Ъ казанный способ позволяст опрсдслцгь деоцты пластов залежи прц перепчценных НКТ.Способ можно л.пользовать только в том слу 1 Яе, сс,1 ц фун кцц 51, Оп:1 сы Вяющяя сук х 21)- ный деоцт пласта является линейной, т, е.6;(Л) =и Л (где- номер пласта, т - дебцт с единицы мо 1 ццостц пласта, Л - координата). В слуЯе, если суммарный деоити аста является про:1 звольной функцией 7 только по ОднОЙ тероОг 1)аз 1 ме скважины, ряботяюцВЙ по затрубному пространству, нельзя определить интересующие параметры пластов.С целью определения дебитов пластов ц д 2 в л они Й и 2 и О 1 т ",э е гх и ц т 2 ц и 51 и О и р едл ягаемому способу измеряют распределения температуры в скважине 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 1 пласта, будут иметь вид:с 6 + 6, (2) Т (2) = с 6; (2)Т,(2) - Т(2);(1) с 6 + 6;(2) Т,(2) = - , Т 1 д - Т,(2) -- с 6;(2)Т,(2) - Т,(2) + с 6 Т(2) =К,Т, Д - т,(2) (2)Уравнение (1) описывает распределение температуры при работе скважины по затрубному пространству, система уравнений (2) описывает распределение температуры в НКТ Т,(2) и затрубном пространстве Т,(2) при работе скважины по НКТ.В этих уравнениях 2 - координата, отсчитываемая от подошвы пласта, направленнаявверх,6, бь - дебиты ниже и вышележащих по отношению к 1-му пластов,6;(2) - функции, описывающие суммарный6 Р(2) дебит пласта соответственно приподъеме выходящего из него флюида вверх или вниз,Кт - линейный коэффициент теплопередачи,ср - удельная теплоемкость при постоянном давлении,6 - общий дебит скважины, которыйсчитается известным.В уравнениях 1 и 2 Ть(2) температура, скоторой поступает флюид на забой скважины:Ть(2) =То+ЬТ - -Г 2, гдеТо - геотермическая температура на подошвепласта,Г - геометрический градиент,+ЛТ - изменение температуры, обязанное эффекту Джоуля-Томсона, плюс относится к нефтяным или водяным скважинам, минус - к газовым.Так как знак, стоящий перед ьТ в формуле для температуры выхода, не влияет ни на решение, ни на 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:(6) Из выражения (8) легко определить (То - ХТ),так как 6, было определено ранее (из 7). Зная (То - с 1 Т) можно определить давлениена контуре питания ь пласта, если известныдавление на забое Р, и эффективный коэффициент Джоуля-Томсона по формуле:; ьт (9)Еэ)1где Р - давление на контуре питания пласта,Р, - давление по подошве ь пласта,Еф - эффективный коэффициент Джоу 65 ля - Томсона для газа ( пласта,60 35Далее рассмотрено соотношение (6) для трехслучаев:пусть ь-ый пласт самый верхний, тогда 6в равенстве (6) равно 0 и оно примет вид: 4 Оа, т, (о) - т,+ т (ь) - т (о)О т, (о) - т (о)(7)Из (7), знал Т(2), Т,(2), Т,(2) по измерениям легко определить 6;.Для определения (Та - ЛТ) из выражений(3) и (4) с учетом (5) можно получить следующее соотношение:по формуле 12,35 4 о 45 50 55 бо 6 = 202 тыс км/сутки 65 По данным исслс 1 овагний можно определить не только 61= 61(тг), но и функцию 6,(2). Из представления экспериментальной термограммы Т(Х) в виде полинома и разложения (3) в ряд Макl лорена в точке 2=0 найдем 61(0), 6; (О), 61 (О) и т. д. Функцию 61(2) определяют по формуле:6,(2) = 6 (0) 2 - 6 (0)2 (10) Пусть г пласт предпоследний, считая снизу, тогда 6 ьФО и равенство 6 позволяет определить 6,. Определение (То - ЬТ), а значит и давление на контуре питания пласта аналогично верхнему, но соотношение имеет вид: а т (о) т,(о)а,+а 11 - а тг(о)Н(т, - т) - т (о) (то - т) - т, (о)1 Таким образом, начиная обработку термограмм Т(2), Т 1(2), Т,(2) от самого верхнего пласта, можно определить дебит каждого пласта, вид функции 6;(2), давление на контуре питания РкЕсли термограмму Т,(2) при работе скважины по НКТ снять не удалось, то перечисленные параметры пласта можно определить по термограммам Т(2) и Т,(2). В этом случае необходимо ввести предположение о том, что коэффициент теплопередачи от флюида в затрубном пространстве к флюиду в НКТ по мощности гласта величина постоянная. В силу специфичности выхода флюида на забой скважины это предполокение вполне оправдано.Используя систему уравнений (7) и (8), можно определить, затем по формулеКтср 6Т, (2) = Т, (2)+ --Тг (2) (12)Кг определяют Т(0) и Т,(Ег), зная которые легко находят 6;, То - ХТ 1 Р,.Для определения Т,(Ц предпоследнего пласта используют участок термограммы Тг(2) между самым верхним и предпоследним. Определив Т,(Ц по формуле типа (12), по ней же определяют Т(0), а по формулам (6 и 11) - дебит предпоследнего пласта 6; и температуру выхода флюида на его подошве (То - Ь,1). Определение параметров других пластов осуществляется аналогично.Общая схема послойного определения параметров пластов выглядит следующим обра- ЗОМ.1. Скважину пускают в работу по затрубному пространству с общим дебитом 6. Как только скважина выйдет на режим, близкий к стационарному, снимают термограмму Т(2) по стволу скважины, особенно тщательно по мощности продуктивного горизонта,2. Не меняя общего дебита скважины, вэтом случае депрессия на пласты практически оста 5 10 15 20 25 зо нстся неизменной, персводя 1 Ва;кгв бОту по НКТ. Послс Выхода скважины 11 а режим, близкий к стационарному, сн 11 мсгот термограммы Т(2) и Т,(2).3, По формулам (6, 7, 8 и 11) определяют 6; дебиты пластов, температуры, с которой выходит флюид на забой, вид функции 6;(2)4, Если эффективный коэффициент Джоуля - Томсона для флюида фильтрующего из пластов неизгестеп, то для его определения проделывают операции пунктов 1 - :3 на режиме с общим дебитом скважины 6, Давления на забое скважин можно определить или непосредственным измерением, или восстановить по термограмме скважины, работающей по затрубному пространству и устьевому давлению,Определив зТ 1 по первому режиму и ЛТ по второму, можно определить Еоа по формуле (9) - давление на контуре питания каждого пласта.5. Если Т.(2) - термограмма в затрубном пространстве при работе скважины по НКТ нс снималась, то решая систему уравнений, составленную из формул (7) и (8), находят Ктдля самого верхнего пласта, При решеСрбКтнии считают, чтоср 6неизменно. ОпределивКтсрб определяют Т,(0), Т 2(Й), а по формуле (7) - 6;.Для определения Т(Й) предпоследнего пласта используют участок термограммы Т,(2) между самым верхним и предпоследним. Определив Т,(Ь) для предпоследнего пласта по формуле типа 12, по ней же определяют Т,(0), а по формулам (6) и (11) его дебит 6; и температуру выхода флюида на подошве пласта (То - ЛТ)Таким образом, двигаясь последовательно вниз, находят 6, (То - КТ), 6: (2) для каждого из пластов продуктивного горизонта, Для определения давления на их контуре питания Р, определяем те же параметры при другом общем дебите скважины согласно пункту 4. На фиг. 2 термограмма Т(Х) и термограмма Т,(2), полученные на скв. Л 1 о 297 Шебелинского газового месторождения, общий дебит скважины, был:,202 тыс. км/сутки. Продуктивный горизонт представлен тремя работающими пластами, обозначенными снизу вверх цифрами 1, 11 и 111. Основную массу газа поставляет пласт 111 (см. фиг. 2), пласты 11 и 111 должны давать минимальное количество газа.Дебиты пластов, определенные по изложенному способу, подтверждают это, они оказались равными6 п 1=0,943 6 6 п =0,0146; 61 =0,0436;515870 00 ггаа иг. 2 Составитель Э. Терехо Редактор Блох Заказ 19628 Техред А. Камышникова орректор И, Позняковская Изд.1594 ИПИ Государственного по делам изо 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 ПодписиСССР ипография, пр. Сапунова, 2 Формула изооретения 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 трубах, отличающийся тем, что, с целью определения дебитов пластов и давлений на контуре их питания, измеряют распределения температуры в скважине при ее работе по 5 насосно-компрессорным трубам с той же самой депрессией на пласты, изменяют величину депрессии и проводят повторные измерения распределения температуры в скважине.