Способ определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта

Способ определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшленности, а именно к определению запасов нефти и газа по результатам испытания перспективньпс пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями. Цель повышение точности определения коэффициента зффективной пористости продуктивного пласта за счет увеличения радиуса исследования.. При определении коэффициента пористости продуктивного пласта замеряют радиус скважины и толщу пласта, вызывают во время испытания приток из пласта на первом режиме с дебитом q и осуществляют сме - ну режима притока с дебитом q. Затем записывают кривую смены режима притока (КСРП) с глубинного манометра в подпакерном пространстве на забое скважины. Определяют дебиты на первом и втором режимах притока (с помощью глубинного дебитомера или расчетным путем), осуществляют закрытый период испытания, изолирован подпакерное пространство от внутренней полости труб. Записывают кривую восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве. По данным КСРП и КВД определяют пластовое давление и коэффициент гидропрбводности пласта. Коэффициент эффективной пористости вычисляют по определенной формуле.5 ил. i (Л О) О) 00

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (51) 4 Е 21 В 49/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

fl0 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 4105254/22-03 (22) 29.07.86 (46) 15.08.88. Бюл. № 30 (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) В.Н> Богомазов и Н.Ф. Рязанцев (53) 622.27(088.8) (56) Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими .методами. М.: Недра, 1979, с. 86.Авторское свидетельство СССР № 918421, кл. Е 21 В 49/00, 1982 °

Котяхов Ф.Н. Физика нефтяньм и газовьм коллекторов. M. Недра, 1977, с. 203. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА

ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ПРОДУКТИВНОГО

ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтега1 зодобывающей промьппленности, а именно к определению запасов нефти и газа по результатам испытания перспективных пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями. Цель„„SU„„1416681 А 1 повыщение точности определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта за счет увеличения радиуса исследования. При определении коэффициента пористости продуктивного пласта замеряют радиус скважины и толщу пласта, вызывают во время испытания приток из пласта на первом режиме с дебитом q< и осуществляют смену режима притока с дебитом q . Затем записывают кривую смены режима притока (КСРП) с помощью глубинного манометра в подпакерном пространстве на забое скважины. Определяют дебиты на первом и втором режимах притока (с помощью глубинного дебитомера или

Щ расчетным путем), осуществляют закрытый период испытания, изолирован подпакерное пространство от внутренней полости труб. Записывают кривую восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве. По данным КСРП и

КВД определяют пластовое давление и коэффициент гидропроводности пласта. Д, Коэффициент эффективной пористости вы- ® ., числяют по определенной формуле.5 ил.

1416681 где

РО,Рс — соответственно пластовое давление и текущее давление в подпакерном пространстве;

q<- соответственно дебиты

18 на первом и втором режимах притока;

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности., а именно к определению объема пор и трещин коллектора, участвующего в фильтрации 5 пластового флюида, т.е. к определению запасов нефти и газа по результатам испытания перспективных пластов в процессе бурения скважин трубными испытателями. !О

Целью из обре тения является повыше"" ние точности определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта за счет увеличения радиуса исследования. 15

На фиг. 1 изображена диаграмма давления глубинного манометра, расположенного под испытателем пластов в подпакерной зоне; на фиг. 2 - фрагмент А диаграммы на фиг. 1; на фиг.3 "2g диаграмма давления глубинного манометра, расположенного в трубах выше испытателя пластов; на фиг. 4 - график кривой восстановления давления (КВД),построенный в полулогарифмичес- 25 ких координатах Рс в зависимости от

Т +8 (1g ); на фиг. 5 — график кри8 вой смены режима притора (КСРП), по-. строенный в полулогарифмических ко- ЗО ординатах Рс в зависимости от (1g

Т + A t qg ДС

lg )

dt q т„

Способ осуществляют следующим образом.

Замеряют радиус скважины и толщу пласта. Вызывают во время испытания приток из пласта на первом режиме с дебитом (1„, затем осуществляют смену режима притока с дебитом о, 4О после этого записывают кривую смены режима притока (КСРП) с помощью глубинного манометра в подпакерном пространстве на забое скважины (фиг.1). математическое выражение, описываю45 щее это изменение давления, имеет следующий вид:

0 183 qtll 1 3 33 k T о khPP 8 (8

0 1838<8(Tq + dt 8р st(И, 8 3С q 8т, (1) k — - коэффициент проницаемости пласта;

h — толщина пласта;

r — радиус скважины;

p,Â вЂ” вязкость и коэффициент объемной упругости пластовой жидкости; т, dt — соответственно время первого режима притока и текущее время после перехода с первого режима притока на второй.

Дебиты определяют на первом и втором режимах притока (например, с помощью глубинного дебитомера или ðàñчетным путем, используя запись глубинного манометра). Осуществляют закрытый период испытания, изолировав подпакерное пространство от внутренней полости труб.

Записывают кривую восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве с помощью глубинного манометра (фиг. 1). Математическое выражение, описывающее изменение давления в закрытый период испытания, имеет вид

0,183. q (и и (2) г — средний дебит; где q

Tjf

Ч = .У тобщ где V — объем флюиды, полученный за общее время притока т

Т, 8 — общее время притока и текущее время закрытого периода.

Строят график зависимости P =

Т +6

= f(lg ), используя диаграмму

8 давления глубинного манометра (КВД), и по нему определяют пластовое давление Ро, .которое равно величине отрез" ка, отсекаемого на оси ординат, от начала координат (фиг. 4).

Определяют коэффициент сжимаемости пластового флюида и его вязкость в лабораторных условиях (по данным анализа отобранной при испытании пробы флюида), а затем строят график завиТ3 + 4t qg At симости Р = f(lg

At q т, + — 1g — )1 используя диаграмму давления глубинного манометра (КСРП), по нему определяют коэффициент гидропроводности

kh йла3ста —, который обратно пропорР

О 183 с р

1416681 построенного графика (фиг. 5) . Затем по коэффициенту гидропроводн ости пласта определяют коэффициент проницаемости пласта К, используя данные замера толщины пласта h и вязкости пластового флюида р .

Вычисляют параметр А для любого фиксированного времени dt и соот1 ветствующего ему забойного давления

Р ;, взятых с построенного графика

КСРП.

Коэффициент эффективной пористости пласта определяют по формуле

К ЬА ", ()

V где k

- коэффициент проницаемости пласта, м ; — толщина пласта,м;

" радиус скважины, м; — вязкость н коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, МПа с, 1/МПа; — дебит на втором режиме притока, м /с, — время первого режима притока, с, h с р,й

25

Т1 () О 183 (рр Т +(г о C(а 4,, + ЗО

« 12 I.g (4) q, Т1

Параметры вычисляют для любого фиксированного времени Л t; взятого с построенного графика КСРП; РО,Рс. — 35 начальное пластовое давление и давление на забое в момент фиксированного времени, взятого с графика КСРП

МПа.

Способ был опробирован в скважине. 40

Исходные данные по скважине и испытываемому объекту: забой скважины

2770 м, интервал испытания 27502770 м.

Способ осуществляли в следующем 45 порядке. Замерили диаметр скважины

20 см (r с = 10 см) и толщину пласта

h = 1000 см. Затем в скважину был спущен комплект испытателей пластов иа трубах, в состав которого входило 50 устройство, обеспечивающее смену режимов притока на забое. После пакеровки (изоляции пласта от затрубного пространства) был вызван приток из пласта на первом режиме через 20 мм 55 штуцер в течение Т1 = 8,8 мин (528 с).

Затем была осуществлена смена режима притока на забое (даменен штуцер диаметром 20 мм на штуцер диаметром

10 мм), при котором приток продолжался в течение Т = ь,5 мин (390 с).

Затем была осуществлена вторая смена режима притока на забое скважины (заменен штуцер диаметром 10 мм на штуцер диаметром 5 мм), при котором приток продолжался в течение Т э =

= 7,6 мин (456 с).

С помощью глубинного манометра в течение всего открытого периода испытания осуществляли запись изменения давления в подпакерном пространстве (фиг. 1). -На диаграмме (фиг. 1) отмечены КСРП и КСРП соответственно кривые смены режимов притока при переходе с первого режима притока на второй и с второго на третий, а также характерные точки давления Р 1, Р и Р3, соответствующие начальным давлениям первого, второго и третьего притока.

Манометр, установленный в трубах выше испытателя пластов, также записал диаграмму давления (фиг. 3) . Дан-. ная диаграмма отражает рост давления столба жидкости при наполнении бурильных труб в периоды притока. Дебиты q1,,,q 2 и qЗ Ha K oM режиме при тока были подсчитаны, используя характерные точки с диаграммы давления на фиг. 3 по формуле (5)

y g -Т. где ц; — дебит íà i-ом режиме притока (первом, втором, третьем) (1Р (t) — прирост давления в бурильных трубах для i-го режима притока (дпя первого—

d P,= P — — P для второго(4Р(= P 3 — Р, для третьегоl

Р4

F - площадь внутреннего сечения бурильных труб

- плотность пластового флюида, — ускорение свободного падения;

Т1(Т1Tp3) — время притока на -ом режиме притока (первом, втором, третьем режимах притока).

Вычисленные дебиты по формуле (5) с использованием диаграммы давления на фиг. 3 приведены в табл. 1.

1416681 ординат отрезок ОР, равный согласно уравнению КВД P> = 30,2 МПа.

В лабораторных условиях определили коэффициент сжимаемости пластово5

ro флюида (8 = 10 ) и вязкости а р = 0,45 10 MIIa с по данным анализа отобранной при испытании пробы флюида.

Для интерпретации кривой схемы режима притока (КСРП) был выбран участок

EN — перехода с первого режима притока на второй КСРП (фиг. 1 и 2).

Данные, необходимые для построения графика изменения давления Рс в

Т+ dt qi dt ааиисииости от 1g + — 1g

4е Ч1 Т1 были взяты с диаграммами давления на фиг. 1 и 2. По ним сделаны необходимые расчеты, приведенные в табл. 3.

Т аблица 1

Дебит, см /с

528

3 3 8 87 10з

5 68,10з 10

2 28 ° 10з

390

2,9

456

1,0

По окончании третьего открытого периода был осуществлен закрытый 15 период испытания в течение 9= 15 мин, При этом глубинный манометр записал кривую восстановления давления (КВД) с начальной и конечной точками соответственно Р и Р (фиг. 1) . Давление 20 в трубах при закрытом периоде испытания не изменяется и поэтому манометр (фиг. 3) записывает горизонтальную линию на одном уровне, соответствующем характерой точке Р .

Для построения графика КВД в полулогарифмических координатах P в заС

Т +8. висимости от 1g КВД на фиг.1 была разбита на элементарные участки.

Для соответствующих значений Р;, взятых с КВД (фиг. 1),были подсчитаны

Т+9 величины 1g ();, которые приведены в табл. 2.

Т аблица 3

I 4t, с

22,5

0,601

0,502

0,448

0,412

22, 66 а

22,75

48

22,8

60

22,83

22,86

22,88

22,89

Таблица 2

0,387

0,367

0,352

Текущее speмя закрытого периода испытания, мин

Давление в подпакерном пространстве, P

ИПа

40

0,339

29,7

1,095

0,75

0,59

0,49

0,42

29,8

29,9

30,0

11

14 бб мой графика на фиг. 5, равен M =

30,1

1,43 MIIa/ëö

По данным табл. 2 был построен график КВД в полулогарифмических координатах Р в зависимости от

1g

Т +8

B (фиг. 4). Этот график имеет виД наклонной прямой с углом наклона

0,183 о

М отсекаемой на оси

k h

k h

Отсюда определили коэффициент гид55 ропроводности пласта

Диаметр Время Прирост штуцера, притока давления, мм с MIIa

2 Р(), МПа t+4t

+ — 1g —.

Ц1

По данным табл. 3 построен график зависимости Р =f(lg

Т +4t (д 4t

-+ =) g )

4t q„T1 который имеет вид наклонной прямой (фиг. 5) . Согласно уравнению, описывающему изменение давления при смене режима притока, угол наклона пряkh 0,183 q 0,183.8,83 10 ,,ц И, 1 43

1135 смз/(ИПа с);

14166

1135 — 1 13 см /(МПа с)

1000

kh 1135

183 0 8

q< р,1 3 5680

1,09

МПа

Вычислили параметр А для фиксированного времени 4t . = 60 с и соот1 ветствующего ему забойного давления

В ", = 22,83 МПа: (° -"- -с о с

+ - д 4 ) = (30 2-22 83) 0 183 8870 1Б

И Т Ф 1

1 1

«0,387 = 6,82 MIIa.

Определили коэффициент эффективной пористости пласта по формуле .

КЬ4

2,25 ° 1 13.528

10 100. 10,ез.б,вт

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с достаточной точностью определять коэффициент эффективной пористости продуктивного пласта на стадии его бурения и испытания без существенного изменения техники и технологии испытания.

81 вой смены режимов притока (КСРП), отбор пробы пластового флюида и ее анализ, замер радиуса скважины и толщины пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения точности за счет увеличения радиуса исследования пласта, после исследования на втором режиме осуществляют закрытый период испытания с записью кривой восстановления давления (КВД), по данным КСРП и КВД определяют пластовое давление и коэффициент гидропроводности пласта, а коэффициент эффективной пористости вычисляют по формуле

kbA

2,25 ° kT 0(IS gyp рВ.г2 где ш - коэф4ициент эффективной пористости пласта;

k — коэффициент проницаемости пласта, м ;

h - толщина пласта, м

r - радиус скважины, м;

М,В " вязкость и коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, МПа с, 1/МПа;

q - дебит на втором режиме при2. тока, м /с;

Т „- время первого -режима притока, с;

Pg

dt s Рс

Формула изобретения 3S

Способ определения коэффициента эффективной пористости продуктивного пласта, включающий исследование пласта на двух режимах притока алас- 40 тового флюида в скважину с определением дебитов скважины и записью кри/

1 д 1)Ч2

q1 Т, - пластовое давление, МПа;

- фиксированное время от начала исследования и соответствующее ему забойное давление, с, МПа.

1416681 гребя, мою

Ж Ярогоfd/) Г

1416681

Ъ

1 ь р,N

0 Р3 Об РУ f 2 т в

Р

73. f

?з,и

7?,7