Способ исследования газоносного пласта

Способ исследования газоносного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (И) 3ШЕ21В4 10

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTMA а а

4 л

r ) и

) с. Т

OllHCAHME ИЗОБРЕТЕНИЯ . .

К ABTGPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

k - коэффициент проницаемости пласта, Д;

h - эффективная мощность пластар M ° (21) 3258119/22-03 (22) 09.03.81 (46) 30.06.83.. Бюл. N 24 (72) H.Å. Алексеев и Г.И :. Солдаткин (71) Всесоюзный научно-исследова тельский институт природных газов (53) 622.276(088.8}

:(56) 1. Авторское свидетельство СССР ,И 675175, кл. Е 21 В 47/10, 1979.

2. Авторское свидетельство СССР

И 732517, кл. Е 21 В 49/00, 1980. (54}(57) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗО-

НОСНОГО ПЛАСТА, включающий. возмущение . пласта в скважине (группе скважин) и его регистрацию в других скважинах, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения параметров пласта при закачке или отборе газа, возмущение пласта осуществляют путем изменения режима работы скважины (группы скважин), при этом в д ругих скважинах заме" ряют давление и дебит газа до возмущения и после него, а параметры газо" носного. пласта для определенной группМ скважин определяют по формуле

01) P -Р -в1 ;-q )

1, Р Рх Ц(Оа Р

oj о где Р, Р - забойные давления в реагирующих скважинах соответственно до и после возмущения, кгс/см ; (1., Q - дебиты газа реагирующих скважин соответственно до и после возмущения, тыс.м /сут;

i, 3 " индексы, обозначающие номера реагирующих скважин;

Ь - коэффициент фильтрационного сопротивления, (1025878

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для использования при создании и эксплуатации подземных хранилищ природного газа в пористых пластах. 5

Известен способ определения гидродинамических параметров продуктивного пласта, когда по изменению режима эксплуатации скважины (дебит, забойное давление) определяют коэффициент несовершенства скважины и коэффициент продуктивности зоны пласта, дренируемой скважиной.

При этом исходными параметрами являются гидро- и пъезопроводность, зависимость изменения во времени дебита исследуемой скважины, разница начального и текущего забойного давления i1 j.

Однако для проведения расчетов 20 необходим большо" объем исходной информации. Кроме того, способ предусматривает усреднение фильтрационных и емкостных показателей по объему пласта. 25

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ исследования водоносного пласта, когда в водоносном пласте создают возмущающее воздействие в ЗО скважине и замеряют параметры пластового флюида в реагирующих скважинах.

При этом возмущающее воздействие создают путем возбуждения в пласте упругих колебаний, а в реагирующих скважинах измеряют величину приращения давления пластового флюида и времени распространения с момента возмущения поперечной волны (2 j.

Однако известный способ пригоден 4в лишь для водоносного пласта. Причем для проведения исследований требуются дополнительные технические средства, так как возмущающее воздействие осуществляют путем взрыва кумулятив- 4> ного заряда с предварительной гидроизоляцией возмущающей скважины по обе стороны от заряда.

Цель изобретения - повышение точности определения параметров пласта при закачке или отборе газа.

Поставленная цель достигается тем, что согласно известному способу, вклю. чающему возмущение пласта в скважине (группе скважин) и его регистрацию в других скважинах, возмущение пласта осуществляют путем изменения режима работы скважины (группы скважин), при этом в других скважинах замеряют давление и дебит газа до возмущения и после него, а параметры газоносного пласта для определенной группы скважин определяют по формуле (Щ Р1 -Ро1 Ь1 (e ) (kh) P -Р . -b (Q . -Q )

oj g o

Яо . :. Я о где Р,Р - забойные давления в реагирующих скважинах до и после возмущения, кгс/см

Ф,,Q - дебит газа реагирующих скважин до-и после возмущения, тыс.м /сут;

i,j - индексы, обозначающие номера реагирующих скважин;

Ь ", коэффициент фильтрационного сопротивления, кгс сут см < ° тыс.м б коэффициент проницаемости пласта, Д;

h - эффективная мощность пласта, М °

Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают группу скважин таким об" . разом, чтобы расстояния между ними были примерно равны. Замеряют начальные значения забойных давлений и расходов газа. Изменяют режим эксплуатации одной из выбранной группы сква-.. жин. Наблюдают за. изменением давления в реагирующих скважинах (остальных скважинах выбранной группы) и при его стабилизации фиксируют значение давления, дебита газа и время стабилизации давления, На следующем этапе скважина, бывшая ранее реагирующей, становится возмущающей. Число таких этапов равно числу скважин в выбранной группе.

Для обработки; полученных результатов видоизменяют формулу,. описывающую стационарный приток газа к скважине (1 ) и используют©формулу (2), описы вающую восстановлейив давления в газовой скважине:

Р - Р Е 1169г (g йф ) 7w О

Ah В khP и в Т т+ bQ; Q Xt (1) 2. „ 2i3475h ZP e к

2с k57 О .+ Ьцо (2) где P» - пластовое давление, кгс/см

P - забойное давление, кгс/см

10258 а бсолютная вязкость газа в пластовых. условиях, сП;

- коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях; коэффициент проницаемости пласта, Д;

- эффективная мощность пласта, м; атмосферное давление, 1,03 кгс/см !О радиус скважины, см; приведенный радиус влияния скважины, см; пластовая температура, К; стандартная температура, !5

293 К коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия пласта; коэффициент пъезопроводнос- 20 ти пласта, см /с;

- время восстановления забойного давления, с;

- коэффициент. Фильтрационного сопротивления, 25 кгс сут см тыс м /

- йачальное забойное давление при его стабилизации, кгс/см

Я..

- дебит газа при стационарном режиме фильтрации, тыс;м /сут; — начальный дебит газа при стабилизации забойного давления скважины, см>/c.

35 меная формулу (l), получают

Р4- Р - b„ (Q - Q) "с

ПР т„„

ТсТ

P о

Видоиз (Зсмк)

О1 а.)- а, (3) о! где P,,P - забойные давления в реагирующих скважинах сортветственно до и после реагирования, кгс/см ; 45

2..

О, Q - дебиты газа в реагирующих скважинах соответственно до и после реагирования, тыс.м /сут;

- индексы, обозначающие.но- 50 мера реагирующих скважин.

При составлении формулы (3) для условий притока газа к каждой из выбранной группы скважин считаются постоянными величины вязкости газа, пластовой температуры, величина (g!! — .(.(-.), коэффициента сжимаемости

К (1 Ь)М, 1(46-g4

7,, 380 - 440

375 - 430 отключение скважины N 46 (kh) 83 4 - 81 0 - 0 0006 260 - 2 .)) 87,8! - 84,0 - 0,00075(344 "375 ) . 344 .

260 - 275 отключение скважины И 51 кп к" в (-ьь

84,5 - 83 9 - 0 0006 2 8 - 22

90,0 -- 87,6 - 0,0008(350 374 )

278 - 292 или (kh)5(, g< (МЛ)36 46 (4) = 2,77, (кп)46-54 (Ь)46- Эб (5)

1,15;

78 4 газа. Коэффициент фильтрационного сопротивления Ь и величина Ю принимаются известными по промысловым данным.

Уравнения типа (3) описывают соотношения реакций от возмущающего воздействия. 4исло таких уравнений равно числу создаваемых возмущений. Составляют систему уравнений типа (3), решение этой системы дает соотношение величин kh для различных зон хранилища.

При известном значении средней величины kh по хранилищу определяют абсолютные значения kh для различных зон хранилища.

Подстановка найденных значений kh в формулу (2) дает значение величины

".В. так как время стабилизации забойного давления фиксируется, полученная величина определяет емкостные параметры зоны хранилища.

Предлагаемый способ опробован на подземном хранилище газа (ПХГ). Была выбрана группа скважин NV 36, 46, 51.

После создания и регистрации возбуждения в соответствии с предлагаемым способом была получена система уравнений: отключение скважины !! 36

1025878 (kh)gg 4g = 12ю2 д.м; (khQg g< = 33,8 д. м; (1 ")46-.« = 14,0 д.м.

Составитель И. Тупысев

Редактор Л, Филь Техред И.Гайду Корректор Повх

Заказ 4521/27

Тираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государствениого комитета СССР по .делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб., д, 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

= O,41, (6)

Я- 6

Решения (4) - (6) могут быть полу, чены составлением в систему не трех уравнений, а двух. Третье уравнение в системе служит для дополнительной проверки способа.

По геофизическим и промысловым данным на ПХГ средняя величина МИ . 10 составляет 20 д.м.

Выражая, значения kh в уравнениях (4) - (6) через .одну из этих величин,, например через (kh), составляем соотношение .; 15 ()сР, (kh)ì-ф6 2 s 77 (kh) -ф +

+ 1 3 1S(kh)z-« (7) где (Ю}оР .- среднее значение величины kh для хранилища, равное .в данном примере 20. д.м;

Решая уравнение (7), получаем

Подставляя найденные значения в уравнения типа (2), получаем значения пъеэопроводности для зон хранилища: см

4 - 20 X = 3000 —; см

Çü-« с см Х „= 2000 с

Так как в настоящее время нет газогидродинамических методов определения .зональной неоднородности пластаколлектора газового месторождения или хранилища, то экономическую эффективность предлагаемого способа можно оценить исходя из того, какие экономические потери будут, если распределение зональной неоднородности неизвестно. В этом случае. неизбежно неравномерное про- . движение газоводяного контакта. В связи с этим возникает возможность защемления некоторого объема газа и связанная с этим недодача газа потребителю п@и отборе rasa из пластаколлектора, а также возможность ухода газа эа пределы структурной ловушки при закачке газа в подземное газохранилище, т.е. его потерм при эксплуатации.

На. ОХГ, для которого .проводились исследования, общий объем хранимого газа составляет 1,7 млрд.м при.активном объеме 0,9 млрд.м .

Подсчет запасов газа на конец периода отбора определяет разбаланс около 100 млн.м . Причинами разбалан са является защемление газа и возможный уход газа .за пределы структурной ловушки.: Знание зональной неоднородности хранилища позволило бы не допускать возможность защемления или миграции rasa.