Способ определения работающей толщины пласта

) 4 Е ИТЕТ СССРЙ И ОТКРЫТИИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕН рве-эу САНИЕ ИЗОБРЕТЕ ЛЬСТ АВТОРСКО прибор в работа водят измерения аж ро скважин еги становления з остановки скв вую перестраивают в координатныхосях и Р (и) Й-Определяют наклонначального прямолинейного участкаи время отклонения 1 фактическойкривой от прямолинейной зависимостиВР,(1) Б=1, С, Перестраивают кривуювосстановления давления в координатныхосях и Р, () -1/ Й, Определяют наклонпрямолинейного участка 1 . Толщинупласта определяют по ф-ле Ь=Ы/(1 Й ) именению проетодов длянефтяных мес,( д, где- кфициент, учитывающий расположенивскрытого интервала относительнли; Я - дебит скважины до останов нормальных условиях, кг/с; Ьобъемный коэффициент нефти, м /мрф - коэффициент упругоемкостилежи, Па . 3 ил., 1 табл. ИЯ РАБОТАИЩЕИ 54) СПОСОБ ОПРЕТОЛП 1 ИНЫ ПЛАСТА кровки С,снтся к областиобретения - порощение техноют глубинный(57) Изобретениедобычи нефти. Цельвьппение точности логии спос(71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности(56) Руководство по прмыслово-геофизических мконтроля за разработкойторождений, М,: Недра,с,87-98, 133-159. Измеряют дебит трируют кривую восйного давления после ины. Полученную кри 373800Изобретение относится к добычи нефти и моет быть использовано для определения работающей толщины массивного пласта с аномально высокими давлениями и температурой, дренируемого несонершенной по степени вскрытия скважиной.Целью изобретения является повьгшение точности определения величины работающей толщины пласта и упрощение технологии способа оценки работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине.На фиг,1 изображена кривая восстановления забойного давления; на фиг.2 - кривая восстановления данления и координатах 1 Р(Г)-г на фиг.3 - то же, в координатахлР (й)-1(й,Теоретическое обоснование предлагаемого способа заключается в следующем.Распределение давления в пласте после остановки скважины описывается уравнением 10 15 20 25 аР(г Г) 1 АР(г С) 1 дР(г Г) у + . т - .-Вг" г аг г аг 30 давление;радиальная координата; время после остановки скважины; где Р коэффициент пьезопроводностипласта;вязкость нефти в пластовыхусловиях;коэффициент упругоемкостипласта.40 В начальный период времени процесса восстановления давления происходит неустановившаяся плоскорадиальная фильтрация в интервале работающей толщины Ь пласта, Радиус границы возмущенной зоны К согласно теории упругого режиа равен 7 Г, где д"- некоторая постоянная. Приток н скважину после остановки можно аппроксимировать уравнением,ехр(-а.г),где Я - дебит скважины до остановоки;аО - некоторая постоянная.55С учетом изложенного, граничные условия для уравнения (1) примут видР(г, г=О)=Р(г); Р (г - О, г) ( Ад Р (г=К Т) и О ехо Г-а) г2 7 Ирс 9 а (- К где- плотность нефти в пластовьмусловиях.Приближенное решение уравнения (1) с граничными условиями (2) - (3) методом интегрального преобразования Лапласа имеет вид 2 ивР, (г) =Р(г, г)-Р(г) =з/с, (4)ЯсЬрд ГЕ,Зависимость (4), спустя несколькосекунд после остановки скважины,удовлетворительно описывает процессроста забойного давления, пока приток в скважину не снизится до 20-307первоначального дебита.В осях дР,(Г)Й-Г уравнение (4)есть уравнение прямой линии, по наклону , которой можно определить гидроприводность пласта д Р(К С) 2 дР(К г)аК.1 аР(к г)х дг(6) где К - сферическая координата. Принимаем граничные условия вида Р(К =,С)= Р,; Р(К,С=О)=Р,; (7)(8) где Р, - пластовое давление;К - радиус скважины н сферических координатах,Величину Я можно принять постоянной, так как на этой стадии процесса неустановившейся фильтрации приток в скважину незначительный и не влияет на КВД.Приближенное решение уравнения (6) с граничными условиями (7) в (8) после использования интегрального преобразования Лапласа и аппроксимации интегральной показательной функции для малых аргументов имеет вид 1 сЬ 20а (5)пд, рд" /г,Известно, что с течением времени процесс неустановившейся фильтрации охватывает более удаленную область пласта, течение становится искривленным и его приближенно можно рассматривать как сферически-радиальное. Уравнение (1) в сферических координатах имеет вид(9) В осях дР (С)-1/ уравнение(9) .есть уравнение прямой линии, по наклону 1, которой можно определить па 1 сраметр1 Ц Р, )с т 4(,)рРешая совместно уравнения (5) и (10), можно определить работающую толщину пласта 1 О 15 Способ определения работающей толщины пласта по данным исследования 24 Я(1 я)Ь = (1 1)1, й;20Зависимость (11) получена в пред - положении, что скважина вскрьвает кровлю (подошву) пласта. Если вскрытый интервал расположен в центре пласта, то уравнение принимает вид2 д 4 Ч(со)1) =- (12)РРПостоянная д=0,985 определена путем сопоставления расчетов, проведенных по формуле (5) и известной зависимости И.АтЧарного и И.Д.Умрихина. В качестве Т необходимо принимать время отклонения фактической КВД от прямолинейной зависимости дР, )Т1,С.Способ осуществляется следующими действиями: замеряют дебит скважиныпроизводят спуск глубинного манометра в скважину; замеряют забой ное давление Рс; закрьвают скважину и фиксируют рост восстановления давления на забое скважины (КВД) во времени Р (с); полученную кривую восстановления давления перестраивают 45 в координатных осях Р,(с)Ч-; определяют наклон 1, начального прямолинейного участка и время отклонения С, фактической кривой от прямолинейной зависимости дР ЧС = 1,1 кри вую восстановления давления перестраивают в координатных осях дР (С) - 1/.; определяют наклон прямолинейного участка ).о, производят расчет работающей толщины плас та по формуле (11) или (12) . несовершенной по степени вскрытияскважины, дренирующей массивныйпласт, был использован на примереэксплуатационной скважины глубиной2690 м, дренирующей пласт в интервале 2630-2670 м, что соответствуетсередине продуктовного пласта. Скважина работает с дебитом Я=0,21 кг/с.Плотность дегаэированной нефти р== 823 кг/м , объемный коэффициентЬ=1,29 м /и . Коэффициент упругоемкости раэабатьваемой залежи 18=0,45 1 О Па ,В работающую скважину произвелиспуск глубинного манометра МГН,замерили забойное давление Рс17,06 МПа. Закрыли скважину наустье и зафиксировали рост забойного давления в течение 23340 с. Произвели подъем глубинного манометраи расшифровали картограмму,В результате интерпретации данньм картограммы давления полученакривая восстановления давления (фиг.1(численные значения приведены в таблице, графы 2 и 3), где на оси ординат - значения перепада давленияЛРс(й), на оси абсцисс - величинамомента времени, соответствующегоданному перепаду. Для точки 2 моменту времени с=2408 с соответствуетдР (Т)=0,64 МПа. Для других точеканалогично. Для каждой точки кривойвосстановления давления рассчитываютвеличину дРс Г (табл. графа 4).Для точки 2. ьРч(о) о 0,оч "Г 2400= 31,4 МПаЧс.Для остальных точек производятрасчет аналогичным образом.Производят построение кривой восстановления давления в осях дР %-с (фиг,2), где на оси ординат откладывают значение величин дР с(е)%,а на оси абсцисс - значение временис, соответствующее величине лР,(й)Чй.Для точки 2 моменту времени й2408 с соответствует значениедРс(Т) К = 31,4 МПа)Гс.Определяют наклон начального прямолинейного участка полученной кривой по точкам 4 и 8. Для этого производят вычисление:- =3,9 1 О Па/Чс.2+ - к 8 -8х, - х,Определяют время отклонения кривой от прямолинейной зависимости дРс(С) Й=1 С, С, =15000 с., э ()гд,ъ1, М 1 Рдег/" 10 где м 15 20 25 Р 30 35 Рдег 40 Ьн Для каждой точки замеренного времени процесса восстановления давления определяют величину 1/ Й (табл. графа 5)Для точки 2 момент времени й щ2480 с, соответственно 1/ 0,02,Производят построение кривой восстановления давления в осях дР (С) -1/ГС (Фиг.3), где на оси ординат откладывают значения величин ЛРС(й), а на оси абсцисс - значение 1/ 6, соответствующее данной величине дР, (е) .Для точки 3 значению 4 Р, 1,25 ИПа соответствует значение 1/Й=0,015 1/1(с.Определяют наклон прямолинейного участка полученной кривой по точкам 17 и 19. Для этого производят вычисления:= --= 83,33 10 Па/Ус, Ул-Ь с и и Учитывая, что вскрытый интервал расположен в центре пласта, по формуле (12) определяют толщину пласта 2 Ь= =40,27 м1,1 КРаботающая толщина пласта, определенная по результатам термометрии скважины, составила ориентировочно 50 м. Формула изобре тения Способ определения работающей толщины пласта в несовершенной по степени вскрытия скважине, включающий спуск глубинного прибора и проведение измерений в работающей скважине, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности и упрощения технологии способа, замеряютдебит скважины и регистрируют кривуювосстановления забойного давления 5(КВД) после остановки скважины, аработающую толщину пласта Ь определяют по Формуле коэффициент, учитывающий расположение вскрытого интервала относительно кровли (подошвы) пласта Г с = =5,19 при расположении вскрытого интервала в центре пласта, 1 =3,27 при расположении вскрытого интервала у кровли или подошвы пласта);наклон начального прямолинейного участка КВД в коор. динатных осях д Р, (С) Й-С, Па с-;изменение забойного давления во время остановки скважины, Па;время отклонения фактической КВД в координатных осях Р,(Т) Ус-с от прямолинейной зависимостиЛ Р (1) =1.Т, с,наклон прямолинейного участка КВД в координатных осях дР, - 1/,Па.сс; плотность дегаэированной нефти, кг/м;дебит скважины до остановки в нормальных условиях, кг/с;объемный коэффициент нефти, м /мкоэффициент упругоемкости залежи, Па.1373800 г ЮРЯ фиг едактор Н. Слободяни аказ 542/24В д. 4/5 оизводственно-полиграфическое предприятие,г.ужгород,у ктная,гФФ Ф/70 С еЮ Ф/7 а оставитель М.Тупысевехред М.Ходанич Корректор А.Ильин Тираж 530 ПодпиИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий3035, Москва, Ж, Раушская наб.,