способ определения запасов нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ определения запасов нефтяной залежи, включающий проведение гидродинамических исследований, отличающийся тем, что на полосообразной залежи определяют направление вектора ориентации полосообразной залежи, выбирают внутри полосы три скважины, не расположенные попарно на одной линии, направленной вдоль вектора ориентации полосообразной залежи, проектируют местоположения трех скважин на нормаль к направлению вектора ориентации, определяют расстояния между проекциями скважин, проводят гидродинамические исследования трех скважин в условиях, исключающих взаимное влияние исследуемых скважин, в процессе проведения гидродинамических исследований непрерывно определяют зависимость величины восстановления давления во времени и строят график зависимости восстановления давления в исследуемой скважине от текущего времени исследования, по графику определяют выход кривой восстановления давления на первый прямолинейный участок асимптоты, переход на второй прямолинейный участок асимптоты, переход на третий прямолинейный участок асимптоты, по кривой восстановления давления определяют время приходов в исследуемые скважины отраженных от краев залежи возмущений давлений, определяют относительные расстояния от скважин до краев залежи, ранжируют скважины по величинам относительных расстояний от скважин до ближних, по отношению к скважинам, краев залежи, определяют возможные положения размещения краев залежи, соответствующие ранжированию скважин, по обращению в тождество одного из двух детерминантных уравнений определяют ширину залежи, осевую линию залежи, граничные линии краев залежи, после чего определяют запасы нефтяной залежи полосообразного строения, причем относительное расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют по формуле



где l_i - относительное расстояние от i-й исследуемой скважины до ближнего края залежи:

t₁, с - время прихода в i-ю скважину первого, отраженного от ближнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-й скважины;

t₂, с - время прихода в i-ю исследуемую скважину второго, отраженного от дальнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-й скважины,

расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют из формулы

L_i = l_iН,

где L_i, м - расстояние до ближнего края залежи от i-й скважины,

Н, м - ширина полосы залежи полосообразного строения,

а детерминантные уравнения имеют вид







где D₁₂, D₂₃, м - расстояние между проекциями на нормаль к вектору ориентации соседних скважин 1, 2 и 2, 3.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения запасов месторождений полосообразного строения, типа русловых и шнуровых залежей.

Известен способ определения запасов нефтяной залежи, при котором размеры площади распространения залежи определяют оконтуриванием разведочными скважинами [1].

Недостатком способа является необходимость бурения разведочных скважин, в том числе и за контуром нефтеносности, по которым определяют границу залежи.

Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин [2].

Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют либо по лабораторным исследованиям кернов, либо гидропрослушиванием, что вносит дополнительные сложности и погрешности в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения запасов нефтяной залежи, основанный на определении параметров для подсчета запасов нефти непосредственно по результатам гидродинамических исследований [3].

Недостатком известного способа является отсутствие определения направления вектора ориентации залежи полосообразного строения и определения необходимого количества скважин, подлежащих исследованию.

В изобретении решается задача определения ширины и граничных линий краев полосообразной залежи при минимальном объеме гидродинамических исследований и повышения точности определения запасов залежи.

Задача решается тем, что в способе определения запасов нефтяной залежи, включающем проведение гидродинамических исследований, согласно изобретению, на полосообразной залежи определяют направление вектора ориентации полосообразной залежи, выбирают внутри полосы три скважины, не расположенные попарно на одной линии, направленной вдоль вектора ориентации полосообразной залежи, проектируют местоположения трех скважин на нормаль к направлению вектора ориентации, определяют расстояния между проекциями скважин, проводят гидродинамические исследования трех скважин в условиях, исключающих взаимное влияние исследуемых скважин, в процессе проведения гидродинамических исследований непрерывно определяют зависимость величины восстановления давления во времени и строят график зависимости восстановления давления в исследуемой скважине от текущего времени исследования, по графику определяют выход кривой восстановления давления на первый прямолинейный участок асимптоты, переход на второй прямолинейный участок асимптоты, переход на третий прямолинейный участок асимптоты, по кривой восстановления давления определяют время приходов в исследуемые скважины отраженных от краев залежи возмущений давлений, определяют относительные расстояния от скважин до краев залежи, ранжируют скважины по величинам относительных расстояний от скважин до ближних, по отношению к скважинам, краев залежи, определяют возможные положения размещения краев залежи, соответствующие ранжированию скважин, по обращению в тождество одного из двух детерминантных уравнений определяют ширину залежи, осевую линию залежи, граничные линии краев залежи и определяют запасы нефтяной залежи полосообразного строения, причем относительное расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют по формуле



где l_i - относительное расстояние от i-ой исследуемой скважины до ближнего края залежи;

t₁, с - время прихода в i-ю скважину первого, отраженного от ближнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины;

t₂, с - время прихода в i-ю исследуемую скважину второго, отраженного от дальнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины,

расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют из формулы:

L_i = l_iH

где L_i, м - расстояние до ближнего края залежи от i-ой скважины;

H, м - ширина полосы залежи полосообразного строения,

а детерминантные уравнения имеют вид:







где D₁₂, D₂₃ м, - расстояния между проекциями на нормаль к вектору ориентации соседних скважин 1, 2 и 2, 3.

Признаками изобретения являются.

1) Остановка скважины.

2) Проведение гидродинамических исследований.

3) Определение направления вектора ориентации полосообразной залежи.

4) Выбор внутри полосы трех скважин, не расположенных попарно на одной линии, направленной вдоль вектора ориентации полосообразной залежи.

5) Проектирование местоположения трех скважин на нормаль к направлению вектора ориентации.

6) Определение расстояний между проекциями скважин.

7) Проведение гидродинамических исследований трех скважин в условиях, исключающих взаимное влияние исследуемых скважин.

8) Непрерывное определение в процессе проведения гидродинамического исследования зависимости величины восстановления давления во времени.

9) Построение графика зависимости восстановления давления в исследуемой скважине от текущего времени исследования.

10) Определение по графику выхода кривой восстановления давления на первый прямолинейный участок асимптоты.

11) Переход на второй прямолинейный участок асимптоты.

12) Переход на третий прямолинейный участок асимптоты.

13) По кривой восстановления давления определяют время приходов в исследуемые скважины отраженных от краев залежи возмущений давлений.

14) Определяют относительные расстояния от скважин до краев залежи.

15) Ранжируют скважины по величинам относительных расстояний от скважин до ближних, по отношению к скважинам, краев залежи.

16) Определяют возможные положения размещения краев залежи, соответствующие ранжированию скважин.

17) По обращению в тождество одного из двух детерминантных уравнений определяют ширину залежи, осевую линию залежи, граничные линии краев залежи и определяют запасы нефтяной залежи полосообразного строения.

18) Относительное расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют по формуле



где l_i - относительное расстояние от 1-ой исследуемой скважины до ближнего края залежи;

t₁, с - время прихода в i-ю скважину первого, отраженного от ближнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины;

t₂, с - время прихода в i-ю исследуемую скважину второго, отраженного от дальнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины,

расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют из формулы:

L_i = l_iH

где L_i, м - расстояние до ближнего края залежи от i-ой скважины;

H, м - ширина полосы залежи полосообразного строения

19) Детерминантные уравнения имеют вид:







где D₁₂, D₂₃, м - расстояния между проекциями на нормаль к вектору ориентации соседних скважин 1, 2 и 2, 3.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-19 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения и его осуществление.

В залежи с прерывистой или периодически меняющейся структурой по площади, могут быть выделены высокопродуктивные участки пласта в виде полос, чередующиеся с низкопродуктивными участками. Кроме того, нефтяная залежь может иметь в чистом виде полосообразное строение.

При этом коллекторские свойства залежи внутри полосы существенно отличаются от тех же свойств на участках залежи за пределами полосы. Как правило, полосы относятся к высокопродуктивным зонам и определение их размеров представляет интерес как для оценки запасов нефти, так и для определения перспективы дальнейшей разработки нефтяного месторождения.

В изобретении решается задача определения ширины и граничных линий краев полосообразной залежи при минимальном объеме гидродинамических исследований и повышения точности определения запасов залежи.

Производят определение направления вектора ориентации залежи V, необходимость знания которого предусмотрена в предлагаемом способе.

Направление вектора ориентации залежи полосообразного строения определяют по одному или нескольким способам: геологоразведке, аэрофотосъемке, космической съемке и др. По результатам геологоразведки, например, определяют геологическое строение пласта и его ориентацию. В частности, русловая залежь имеет преимущественную ориентацию расположения в одном направлении и тогда вектор направляют вдоль этого направления.

Из других способов определения направления вектора ориентации используют съемки поверхности Земли: аэрофотосъемку и космическую съемку, и по их расшифровке определяют расположение залежи. Найденный по этим результатам вектор ориентации V наносят на карту залежи и проводят нормаль к этому вектору в середине расположения скважин. Местоположения скважин, в которых проводят гидродинамические исследования, проектируют на нормаль.

Как показал анализ результатов гидродинамических исследований, одной или двух скважин недостаточно для однозначного решения задачи, а минимальный объем исследований - необходимый и достаточный, составляет гидродинамические исследования трех скважин.

На фиг. 1 кружками обозначены скважины 1, 2, 3, 4, и 5. Указан вектор ориентации залежи V - 6 и точка O(X_oY_o) в середине расположения скважин, через которую проводят нормаль MN - 7 к направлению вектора. Штрихпунктирной линией обозначена ось залежи 8, штриховкой оконтурены края залежи 9 и 10. Буквами А, В, С обозначены проекции скважин 1, 2 и 3.

При осуществлении способа определяют ось и края залежи по результатам гидродинамических исследований скважин.

Скважины проектируют на нормаль MN вдоль направления вектора ориентации V с тангенсом угла наклона к оси х, равным k. Координаты проекций скважин на нормаль определяют по следующим формулам





где x_iп, у_iп - координаты проекции i-ой скважины на нормаль MN, k - тангенс угла наклона вектора ориентации к оси x;

(x_o, y_o) - координаты точки О, через которую проходит нормаль, (x_i, y_i) - координаты i-ой скважины.

Определяют расстояния между проекциями соседних скважин i и j:



Края полос являются границами перехода из одной среды в другую. Эти границы оказывают экранирующее влияние на распространение зоны возмущения давления при проведении гидродинамических исследований скважин. Распространяющееся возмущение давления отражается вначале от границы полосы залежи, проходящей по ближнему краю, и возвращается в направлении самой скважины. Это отражение проявляется на кривой восстановления давления в исследуемой скважине в виде отклонения от прямолинейной асимптотической зависимости первоначального хода кривой давления в полулогарифмических координатах и переходе на новый асимптотический участок - фиг. 2, на которой приведена зависимость восстановления давления в пласте полосообразного строения. То же самое повторяется при отражении возмущения давления от дальнего края залежи.

Время возврата в скважину отраженных от краев залежи возмущений давления зависит от удаленности границы и эту зависимость используют для определения расстояний до краев залежи. Под влиянием двух отражений кривая восстановления давления формируется в виде трех участков, фиг.2, первый из которых в интервале времени t₀-t₁ соответствует однородному пласту (без отражений), второй участок в интервале t₁-t₂ - пласту с одной границей, и третий участок после времени t₂ - пласту с двумя границами. Время прихода отраженного сигнала определяют по кривой восстановления давления - моменту времени пересечения двух соседних асимптот. Из этой кривой для дальнейших определений используют два момента времени - t₁ и t₂, соответствующие отражениям возмущений давления от ближнего и дальнего краев залежи. По ним определяют относительное расстояние до ближнего края залежи по формуле



где l_i - относительное расстояние от i-ой исследуемой скважины до ближнего края залежи;

t₁, с - время прихода в i-ю скважину первого, отраженного от ближнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины;

t₂, с - время прихода в i-ю исследуемую скважину второго, отраженного от дальнего края залежи, возмущения давления, вызванного остановкой i-ой скважины,

а расстояние от скважины до ближнего края залежи определяют из формулы:

L_i = l_iH, (5)

где L_i, м - расстояние до ближнего края залежи от i-ой скважины;

H, м - ширина полосы залежи полосообразного строения.

Скважину для проведения исследований выбирают исходя из соблюдения следующих условий. Первое из них связано с тем, что скважины должны работать длительное время с постоянным дебитом и располагаться внутри высокопродуктивной зоны. Такому условию соответствуют скважины с высоким дебитом. Второе условие - чтобы скважины не располагались попарно на одной линии, направленной вдоль вектора ориентации залежи. Необходимость выполнения этого условия объясняется тем, что скважины, расположенные на этой линии равноудалены от краев залежи и их исследования дублируют друг друга, не превнося новой информации. Поэтому исключение таких случаев предусматривают в формуле изобретения. Пример такого расположения на одной линии в направлении вектора ориентации залежи приведен на фиг.2 для скважин 1 и 4, располагающихся на одной прямой, параллельной вектору ориентации. При их проектировании на нормаль получили совпадение точек проекции.

На технологию проведения гидродинамических исследований накладываются некоторые ограничения. Одно из них связано с исключением взаимодействия скважин в процессе проведения гидродинамического исследования. Причины этого ограничения обусловлены двумя обстоятельствами. Первая из них учитывает то обстоятельство, что в процессе разведочного бурения скважины стремятся располагать на больших расстояниях с целью охвата разведкой большей площади. Вторая причина связана с принятой методикой интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин по формуле (4), справедливой для независимых результатов исследований скважин. На практике независимость исследований скважин обеспечивают либо выбором их местоположения в большой удаленности друг от друга, либо разновременностью исследований, когда последействия предыдущих исследований на последующие практически полностью исключаются. Третье ограничение на технологию исследования связано с тем, что продолжительность исследования скважины заранее не известна и ее определяют по ходу эксперимента в течение времени, при котором получают три асимптотических участка кривой восстановления давления.

Далее рассматривают проведение гидродинамических исследований и их результаты.

Гидродинамические исследования скважин методом восстановления давления проводят по следующей технологии. Выбранную для проведения исследования скважину, работающую с постоянным дебитом, останавливают на исследование. При этом продолжительность исследования определяют по результатам наблюдения за восстановлением давления.

Во время исследования непрерывно замеряют величины восстановления забойного давления скважины посредством датчиков с дистанционной регистрацией показаний манометра и результаты измерений преобразуют построением графика в полулогарифмических координатах P = f(ln t), где P, МПа - восстановление давления; t, с - время исследования.

Определяют после переходного участка, заканчивающегося к моменту t₀, фиг. 2, выход на первую прямолинейную асимптоту, затем последующий переход на другой асимптотический участок в момент t₁ и продолжают исследование до перехода кривой восстановления давления на следующий третий асимптотический участок в момент t₂. После этого исследование прекращают, чем и определяют его продолжительность.

Моменты t₁ и t₂ соответствуют времени прихода отраженных возмущений давления от ближнего и дальнего краев залежи.

По найденным значениям t₁ и t₂ из формулы (4) определяют относительное расстояние до ближнего по отношению к скважине края залежи. При этом вопрос о том, какой их двух краев залежи является ближним к скважине, остается неопределенным, что является особенностью гидродинамических исследований.

Для наглядности представления результатов гидродинамических исследований скважин на фиг. 3 показан участок нормали MN (фиг. 1), вместе с проекцией скважины, развернутой в горизонтальном направлении. При этом относительная ширина залежи равна единице.

По результатам исследований трех скважин, для каждой из них определяют ближние относительные расстояния до краев залежи: l₁, l₂, l₃, причем вопрос о том, какой из краев залежи по отношению к скважине является ближним, остается открытым.

Скважины ранжируют в порядке увеличения относительного расстояния i_i. Получают четыре последовательности ранжирования, пронумерованные римскими цифрами.

l₁ < l₂ < l₃ (I)

l₁ < l₃ < l₂ (II)

l₃ < l₁ < l₂ (III)

l₃ < l₂ < l₁ (IV)

Каждому из этих порядков ранжирования соответствуют два возможных расположения залежи, указанные на фиг. 3.

На схеме расположения залежи использованы буквенные обозначения с индексом. Последовательности (I) на схеме соответствуют расположения а-1) и а-2), последовательности (II) - расположения б-1) и б-2), последовательности (III) - расположения в-1) и в-2) и последовательности (IV) - расположения г-1) и г-2).

Однозначное определение расположения залежи из двух возможных обеспечивают проверкой на тождественность детерминантных уравнений, связывающих относительные расстояния от скважин до краев залежи l_i и расстояния между проекциями скважин D_ij - (от determine - определять).

Всего имеют место три таких уравнения следующего вида,







которые используют в различных сочетаниях.

При реализации последовательности ранжирования (I) используют детерминантные уравнения (6) и (7), последовательности (II) - уравнения (7) и (8), последовательности (III) - те же уравнения (7) и (8), и последовательности (IV) - уравнения (8) и (6). Детерминантные уравнения указаны в том порядке, в котором они соответствуют расположениям залежи, указанным на схеме фиг. 3. Первые уравнения соответствуют схемам расположения залежи с буквенными обозначениями с индексом 1, т.е. а-1), б-1), в-1) и г-1), вторые уравнения - с индексом 2, т.е. а-2), б-2), в-2) и г-2).

Подстановкой в уравнения численных значений, входящих в них величин, получают обращение одного из них в тождество. По этому уравнению, обращаемому в тождество, по фиг. 3 уточняют, какая из двух схем соответствует действительности и тем самым определяют однозначное расположение залежи относительно исследованных скважин. Так например, при реализации последовательности ранжирования относительных расстояний вида l₃ < l₂ < l₁, получают его соответствие соотношению (IV). Этому соотношению на фиг. 3 соответствуют два расположения краев залежи г-1) и г-2) и два детерминантных уравнения (8) и (6), причем расположению г-1) соответствует уравнение (8) и расположению г-2) уравнение (6). При обращении в тождество уравнения (6), устанавливают для данных условий расположение краев залежи, приведенное на схеме г-2).

Далее определяют ширину залежи по следующим формулам. Для схем расположения залежи а-1), а-2), б-1) и в-1) используют формулу



для схем расположения залежи б-2), в-2) и г-1) по формуле



для схемы расположения залежи г-2) по формуле



Определяют расстояния от скважин до ближайших краев залежи из формулы

L_i = Hl_i (12)

Определяют на карте залежи точку на нормали к направлению вектора ориентации залежи, через которую проходит ось скважины. Координаты этой точки (x_s, y_s) определяют из следующих формул





Получают уравнение оси залежи в виде

y = k x+ y_s - k x_s. (15)

Далее определяют расположение граничных линий краев залежи. Определяют уравнения граничных линий левого и правого краев залежи:

y = kx+ y_l -k x_l (16)

- для левого края и

у = k x + y_r - k x_r (17)

- для правого края, где (x_l, y_l) и (x_r, у_r) - две точки М и N на нормали, через которые проходят граничные линии левого и правого краев залежи. Координаты точек М и N определяют по формулам









где k - тангенс угла наклона вектора ориентации залежи к оси x. Полученные уравнения осевой и граничных линий залежи полосообразнного строения полностью характеризуют ее геометрию.

По объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти

Q_геол = M H h D m Г O, (22)

где Q_геол - геологические запасы нефти, т; М - длина выбранного участка полосообразной залежи, м; H - ширина полосы, м; h - толщина залежи, м; D - коэффициент нефтенасыщенности; m - коэффициент пористости; Г - удельная плотность жидкости, т/м³; О - пересчетный коэффициент объема нефти на пластовые условия; О = l/b, b - объемный коэффициент нефти.

Применением предлагаемого способа обеспечивают повышение точности определения запасов нефти на 10% и уточняют перспективы разработки месторождения и разбуривания высокопродуктивных зон пласта.

Пример осуществления способа

Определяют запасы нефтяной залежи полосообразного строения, с глубиной залегания пласта - 4200 м, пластовым давлением - 43 МПа и пластовой температурой - 83^oC.

На месторождении руслового типа добывают нефть с вязкостью, равной 4,2 МПас, и удельной плотностью, равной 0,876 т/м³. Пористость пласта равна m = 0,14, коэффициент нефтенасыщенности D = 0,52, объемный коэффициент нефти b = 1,21, пересчетный коэффициент объема нефти на пластовые условия О = 0,875.

Для осуществления способа выполняют следующие действия.

Направление вектора ориентации залежи V определяют по геологическому строению русловой залежи, которая вытянута с юго- запада на северо-восток под углом 45^o, чему соответствует тангенс угла наклона, равный k = 1.

На участке залежи расположены пять скважин с номерами 1, 2, 3, 4, 5. Все скважины высокодебитные (за исключением скважины 5), что свидетельствует о том, что рассматриваемый участок пласта относится к высокопродуктивной зоне.

На фиг. 1 кружками обозначены скважины 1, 2, 3, 4, и 5. Указаны вектор ориентации залежи V - 6 с тангенсом угла наклона к оси x, равным k = 1 и точка O(x₀, y₀) в середине расположения скважин.

Через точку О с координатами x₀ = 31600 м и y₀ = 15400 м проводят нормаль MN - 7 к вектору ориентации.

Штрихпунктирной линией обозначена ось залежи 8, штриховкой оконтурены края залежи 9 и 10. Ось и края залежи определяют по результатам гидродинамических исследований скважин.

Из пяти скважин, расположенных на участке залежи, скважина 5 низкодебитная и вероятнее всего находится за пределами высокопродуктивной зоны, что будет уточнено по результатам определения краев залежи. Пара скважин 1 и 4 расположена на одной линии, параллельной направлению вектора ориентации залежи, то-есть на одинаковом расстоянии от ее краев, и одну из этих скважин необходимо исключить по ограничениям на технологию проведения исследований. В качестве таковой выбирают скважину 4.

Для проведения гидродинамических исследований выбирают три оставшиеся скважины 1, 2 и 3, работающие с дебитами соответственно Q₁ = 21,2 т/сут, Q₂ = 30,1 т/сут и Q₃ = 13,65 т/сут.

Координаты скважин (x_i, y_i) имеют следующие значения:

1 скв - x₁ = 15300 м, y₁ = 31450 м;

2 скв - x₂ = 15450 м, y₂ = 31550 м;

3 скв - х₃ = 15800 м, y₃ = 31580 м.

Скважины проектируют на нормаль MN вдоль направления вектора ориентации V. Буквами А, В, С, фиг. 1 обозначены проекции скважин 1, 2 и 3 на нормаль MN в их расположении справа налево.

Координаты проекций скважин на нормаль определяют по формулам (1)-(2),





где x_iп, y_iп - координаты проекции i-ой скважины на нормаль MN, k - тангенс угла наклона вектора ориентации к оси х; (x_o, y_o) - координаты точки О, через которую проходит нормаль, (x_i,y_i) - координаты i-ой скважины.

Подставляя координаты скважин определяют их проекции на нормаль к вектору ориентации залежи.

Проекция первой скважины





Проекция второй скважины





Проекция третьей скважины





Определяют расстояния между проекциями соседних скважин i и j по формуле (3);



В формулу (3) подставляют координаты проекций скважин.

Расстояние между проекциями скважин 1 и 2 равно



и расстояние между проекциями скважин 2 и 3



Проводят гидродинамические исследования трех скважин методом восстановления давления при условиях, исключающих их взаимное влияние. Из существующих двух возможностей выполнения этого условия: большое удаление скважин и большая разница во времени проведения исследований, в данном примере исключение взаимного влияния обеспечивали разницей во времени исследований скважин, составляющей 30 суток: что оказалось достаточным для стабилизации режима.

Продолжительность исследования каждой скважины определяли необходимым временем, обеспечивающим получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи и трех асимптотических участков кривой восстановления давления, что обеспечивали следующим образом.

В исследуемую скважину спускают глубинный манометр с дистанционной регистрацией показаний восстановления давления в скважине после ее остановки. Результаты замеров сразу преобразуют в полулогарифмическую зависимость P = f(lnt) и наблюдают за характером кривой восстановления давления. До момента t₀ продолжался переходный участок (фиг. 2) и кривая вышла на прямолинейную асимптоту. После трех суток исследования кривая изменила свой первоначальный ход и перешла на другой асимптотический участок и оставалась на нем до времени исследования 5 суток. После этого кривая перешла на новый - третий асимптотический участок и исследования были завершены, чем и определилась продолжительность исследования.

Таким образом, по результатам гидродинамических исследований скважин получают кривые восстановления давлений с двумя местами излома линейных асимптотических участков. Полученная в скважине 1 кривая восстановления давления, фиг. 2, имеет характерный для полосообразной залежи вид с местами излома в точках с абсциссами ln t₁ = 12,56 и ln t₂ = 12,96.

По виду кривой устанавливают соответствие результатов гидродинамических исследований геологической модели полосообразной залежи с двумя отражениями волн давлений от ближнего и дальнего краев залежи и их возвращениям в скважину. Этим точкам соответствует время в секундах t₁ = 285000 с и t₂ = 425000 с. По ним из формулы (4) для скважины 1 определяют ее относительное расстояние до ближнего по отношению к ней края залежи



Исследования следующей скважины проводили после того, как режим работы пласта после проведения первого исследования полностью стабилизировался. С этой целью продолжали наблюдать за забойным давлением первой скважины до практически полной его стабилизации. Давление полностью установилось в течение 30 суток, после чего начали исследование следующей скважины. Полученные данные вместе с результатами обработки гидродинамических исследований двух других скважин с номерами 2 и 3, занесены в таблицу.

Из таблицы видно, что получены следующие относительные расстояния l_i: l₁ = 0,45, l₂ = 0,3 и l₃ = 0,25. При их ранжировании получают следующее их расположение в порядке возрастания расстояния 0,25 < 0,3 0,45, или l₃ < l₂ < l₁. Такому порядку ранжирования соответствует соотношение (IV), к которому относятся два варианта возможных размещений залежи на фиг. 3 - позиции г-1) и г-2) и два детерминантных уравнения, первое из которых по порядку (14) и второе - (12). Уравнения имеют вид





Проверяют каждое из этих уравнений на предмет обращения в тождество посредством подстановки в них соответствующих значений l_i и D_ij. Уравнение (14) после подстановки величин, входящих в него параметров, обращается в неравенство



в результате чего убеждаются, что это уравнение для данного примера несправедливо. Подстановкой тех же параметров в уравнение (12)



получают обращение его в тождество. Таким образом, из двух детерминантных уравнений (14) и (12) одно отсеивают и остается справедливым для условий примера детерминантное уравнение (12). Тем самым определяют по ранжированию относительных расстояний единственно возможное размещение граничных линий краев залежи. Ему соответствует расположение скважин по схеме г-2), приведенной на фиг. 3. В соответствии со схемой г-2) все скважины расположены на одной половине залежи слева от ее оси. Этому расположению соответствует формула (11) определения ширины залежи. Определяют по ней ширину залежи



Далее по формуле (5) находят размерные расстояния от скважин до краев залежи. Для скважины 1 расстояние до левого, ближнего края залежи составляет

L₁ = l₁ H = 0.45 1000 = 450 м

а до правого края расстояние от скважины 1 определяют как H - L1 = 1000 - 450 = 550 м. Расстояния других скважин до краев залежи определяют тем же образом и приводят в таблице.

Далее определяют расположение оси залежи и граничных линий ее краев.

Определяют на карте залежи точку на нормали к направлению вектора ориентации залежи, через которую проходит ось скважины. Координаты этой точки x_s, y_s определяют из формул (13)-(14)





Подстановкой известных величин в формулы (13) и (14) определяют координаты точки пересечения оси залежи с нормалью

x_s = 31706 + (1000/2 -450) 1/1+1 = 31806 м,

y_s = 15294 - (1000/2 -450) 1/1+1 = 15194 м.

Получают уравнение оси залежи (15) в виде

y = k x+ y_s - k x_s.

Для данного примера

у = x+ 15194 - 31806 = x - 16612.

Определяют уравнения (16) и (17) граничных линий левого и правого краев залежи

у = k x+ y_l -k x_l

- для левого края

y = k x+ y_r - k x_r

- для правого края, где (x_l,y_l) и (x_r,y_r) две точки на нормали, через которые проходят левый и правый края залежи Координаты точек определяют по формулам (18) - (21)









В результате получают уравнения граничных линий краев залежи

Правый край

y = x - 15962

Левый край

y = x - 1692

Полученные три уравнения: для осевой линии и граничных линий краев залежи, полностью определяют ее геометрию.

Таким образом, по результатам гидродинамических исследований определена ширина залежи, которая составила 1000 м. Тем самым уточнена ранее оцененная ширина залежи, равная по результатам оценки 880 м. По предлагаемому способу определения она имеет большую величину, что на 12% увеличивает расчетные запасы нефти в сравнении с ранее принятыми. Расстояния скважин до левого края залежи согласно таблице составляют 450, 300 и 250 м, а до правого края залежи соответственно равны 550, 700 и 750 м, т.е. все скважины расположены ближе к левому краю залежи и удалены от правого.

Отсюда следует результат, что разбуренные на момент исследования высокодебитные скважины заполняют только одну половину залежи. Неразбуренная правая половина относится к высокопродуктивной зоне и представляет перспективу для дальнейшей разработки месторождения.

Выясняют причины низкого дебита скважины 5 подтверждением ее расположения по данным исследований, как видно из фиг. 1, за пределами высокопродуктивной зоны.

Для определения запасов нефти задаются величиной простирания полосы в направлении вектора ориентации, равной М = 4000 м. После этого из уравнения (22) по исходным данным определяют запасы залежи полосообразного строения

Q_геол = M H h D m Г O = 4000 1000 6 0,52 0,14 0,876 0,875 = 1339200 т

Применением предлагаемого способа обеспечивают повышение точности определения запасов нефти на 10% и уточняют перспективы разбуривания новых участков залежи и разработки месторождения.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки

1. B. C. Мелик-Пашаев, М.Н.Кочетов, А.В.Кузнецов, Л.П.Долина, Методика определения параметров залежи нефти и газа для подсчета запасов объемным методом. М., Гостоптехиздат, 1963 г., с. 270.

2. Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов, Нефть и газ. Баку, N 8, 1964, с. 31-37.

3. Померанец Л.И., Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981, с. 344-346.