способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин

Формула изобретения

Способ определения параметров пласта по результатам исследования малодебитных непереливающих скважин методом последовательной смены стационарных состояний путем измерения и регистрации давления, построения и обработки фактической кривой притока с проведением стандартных технологий исследований, отличающийся тем, что после стандартной обработки фактической кривой притока на ее основе строят график времени прослеживания давления и при известном значении пластового давления на графике проводят прямую линию, соединяющую точку известного пластового давления с точкой перегиба, которая соответствует времени возникновения фильтрационных сопротивлений при фильтрации жидкости, по этой прямой рассчитывают время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток, затем на фактической кривой притока точку перегиба, определенную по графику прослеживания давления, соединяют с точкой пересечения оптимального времени исследования пласта на приток и пластового давления и получают гипотетическую кривую притока, которую обрабатывают по методу неустановившейся фильтрации с определением гидродинамических параметров пласта - продуктивности, гидропроводности, проницаемости и скин-фактора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и в частности к гидродинамическим методам исследования скважин.

Известен способ определения параметров пласта по кривой восстановления давления [1]. Недостатком метода является то, что гидродинамические параметры пласта определяют только при исследовании скважин методом неустановившейся фильтрации.

Известен способ определения параметров пласта по методу последовательной смены стационарных состояний (кривой прослеживания уровня, давления) [1]. Недостатком метода является то, что по результатам исследования определяется только коэффициент продуктивности пласта.

Предлагаемый способ направлен на совершенствование существующих способов исследования методом последовательной смены стационарных состояний (прослеживания уровня, давления) в малодебитных непереливающих скважинах с определением гидродинамических и фильтрационных параметров пласта.

В результате обработки данных исследований известным способом (прослеживания уровня, давления), по предложенному способу, в отличие от стандартных вышеперечисленных, появляется возможность определения таких гидродинамических и фильтрационных параметров, как продуктивность, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, а также рассчитать значение скин-фактора.

Технология проведения работ.

Исследования проводятся по стандартной схеме - понижение противодавления в стволе скважины (снижение уровня в стволе скважины) с последующим прослеживанием и регистрацией изменения уровня (давления) в скважине. После этого производится интерпретация полученных данных.

Необходимо отметить следующее.

Как известно, основным условием при решении задачи по определению параметров пласта, по М.Маскету, является знание значений начальных и текущих пластовых давлений в разведочных и эксплуатационных скважинах. При этом по М.Маскету, при отсутствии точных сведений о значении пластового давления, можно определить лишь только продуктивность пласта [1].

Авторами предлагается решение поставленной задачи с определением продуктивности, гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности пласта по кривой притока, которое заключается в следующем.

После стандартной обработки кривой притока в координатах Р_С-Т по методу Крылова, по графику зависимости Р_С ^СР dP/dt оценивается коэффициент продуктивности скважины (К_ПРОД) [1]. Если по этой методике истинное пластовое давление (Р_ПЛ) однозначно не определяется, то коэффициент продуктивности пересчитывается с учетом поправки на существующий дефицит пластового давления (dP₀) [2].

При известном значении Р_ПЛ на графике Р _С ^СР-dP/dt проводится прямая линия, соединяющая точку известного пластового давления с перегибом на том же графике определения К_ПРОД.

Эта точка перегиба означает время возникновения (начало проявления) фильтрационных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена) при фильтрации жидкости из-за проявления структурно-механических свойств жидкостей, а также свойств низкопроницаемых коллекторов, связанных с их литологическими особенностями. По этой прямой рассчитывается время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток.

При этом предполагается, что приток достигнет устья скважины за какое-то "определенное" время, превышающее время фактического исследования, но уже в условиях отсутствия или минимального влияния вышеуказанных, проявляющихся дополнительных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена).

В действительности же, реальный приток за "определенное" время из-за влияния скин-фактора придет в точку на оси давлений, обозначающую очередное условное пластовое давление. И если оставить скважину на естественное восстановление давления (уровня), то приток на устье придет через сотни часов.

Затем на графике Р_С-Т находится точка перегиба, соответствующая гипотетическому времени исследования притока (t₀-t_n) и известному пластовому давлению. И, в соответствии с логистической формой начального участка реальной кривой притока, точка перегиба, определенная по графику прослеживания давления, соединяется лекальной линией с точкой пересечения оптимального времени прослеживания и пластового давления.

Полученная таким образом гипотетическая кривая обрабатывается по одному из известных методов неустановившейся фильтрации. Например, по методу касательной с получением гидродинамических параметров пласта: гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности и скин-фактора.

Пример

Рассмотрим обработку кривой притока в скважине Р-347 (пласт ЮВ₂ в интервале 2360-2374 м) Кошильского месторождения.

При испытании объекта получен непереливающий приток нефти дебитом 7,5 м³/сут при Н_ДИН ^СР=850 м.

На фиг.1 приведена фактическая кривая притока. Коэффициент продуктивности, рассчитанный по методу Крылова, равен 1,65 м³/сут×атм.

На фиг.2 видно, что преобразованная кривая притока в координатах Р_С ^СР-dP/dt не приходит к отметке, соответствующей известному пластовому (гидростатическому) давлению (Р_ПЛ =237 атм), а указывает на значение, равное 182 атм. Это и есть условное пластовое давление, определенное по графику Р_С ^СР-dP/dt. Поэтому коэффициент продуктивности был пересчитан с учетом дефицита пластового давления. Он оказался равным 0,556 м³/сут×атм.

Дальнейшая интерпретация проводятся по вышеописанному способу.

На преобразованной кривой притока точка перегиба располагается на отметке 175 атм (фиг.2). Затем эта точка соединяется с известным значением пластового давления на оси давлений.

На фиг.2 видно, что в результате построений образовались две индикаторные диаграммы с различными угловыми коэффициентами. В качественном отношении эти значения угловых коэффициентов соответствуют реальному и расчетному (гипотетическому) времени исследования притока. Из этого следует, что линия ВС (фиг.2) соответствует времени исследования притока до достижения им устья скважины. Линии АВ и ВД означают соответственно время притока до проявления дополнительных фильтрационных сопротивлений и после их проявления (фиг.2). На фиг.2 видно, что угловой коэффициент индикаторной диаграммы фактической кривой притока больше углового коэффициента индикаторной диаграммы расчетной кривой притока (tg ₁>tg ₂) в 3,62 раза. Следовательно и время исследования на участке ВС будет больше времени исследования на участке ВД на такую же величину. В нашем случае общее время притока (начальный участок без влияния сопротивлений + гипотетическое время восстановления давления) составило 60 час.

При этом предполагается, что гипотетически приток достигнет устья скважины за 60 часов при условии отсутствия или минимального влияния дополнительных сопротивлений (скин-фактора).

Таким образом, получается, что дальнейшее построение и расчет параметров пласта производится с допущением, что скважина, вскрывшая низкопроницаемые коллекторы, является гидродинамически совершенной и приток нефти из пласта в ствол скважины является изотропным.

Исходя из этого допущения, построен график расчетной кривой притока с вероятным ее продолжением (фиг.1 кривая 2) и с достижением значения истинного пластового давления через 60 часов. Решение этой расчетной кривой производится по известной формуле упругого режима:

где Р_ПЛ - пластовое давление, Па;

P_С(t) - забойное давление, Па, в момент времени t, сек;

Q - дебит, м³/сек;

- вязкость нефти, Па·сек;

k - проницаемость, м²;

h - эффективная толщина пласта, м;

- пьезопроводность, м²/сек;

- приведенный радиус скважины, м.

В выражении 1 приращение забойного давления с течением времени резко снижается.

Затем расчетная (гипотетическая) кривая притока обработана по методу касательной (фиг.3).

Полученные параметры пласта, в результате обработки гепотетической кривой притока по предлагаемому способу приведены в таблице 1. В таблице 1 также приведены и результаты обработки исследований скважин Кошильского месторождения по методам Муравьева-Крылова, Федорцова В.К., Карнаухова М.Л. и Хорнера.

Таблица 1 Результаты обработки исследований скважин Кошильского месторождения
№ скв.	Интервал пласта, м	Коэффициент продуктивности, м3/сут.×атм								КПРОН. , мД					S
		1	2	3	4	5	4	3	5	4	5	3	3	4	4
347		1,65	0,6	0,8	0,7	-	0,93	1,17		2,2	2,0	3,0	38	88	-1,0
312		0,13	0,05	0,4	0,04	0,4	0,44	0,5		4,4	4,0	5,0	68	52	0,08
30				1,0	0,05		0,07	1,4	0,06	1,7	1,5	17	30	81	4,9
Примечание: 1 - обработка кривой по методу Муравьева - Крылова, 2 - обработка кривой по методу Федорцова В.К., 3 - обработка кривой по методу Карнаухова М.Л., 4 - обработка кривой по предложенному способу, 5 - обработка кривой по методу Хорнера.

Как видно из данных таблицы 1, результаты обработки имеют удовлетворительную сходимость.

ЛИТЕРАТУРА

1. С.Н.Бузинов, И.Д.Умрихин. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., 1973 г., с.24-28; 50-84.

2. В.К.Федорцов, А.К.Ягафаров. Способ определения продуктивности малодебитных непереливающих нефтяных скважин. Современные гидродинамические методы исследования скважин. Труды Междунар. форума исследователей скважин, М., 2004 г., с.290-295.