способ определения пластового давления

Формула изобретения

Способ определения пластового давления, включающий измерение забойного давления в работающей скважине, исследования по снятию кривой восстановления давления и последующую обработку результатов, отличающийся тем, что перед обработкой результатов дополнительно определяют дебит и приемистость скважин, используют результаты ранее выполненных или текущих исследований по снятию кривой восстановления или падения давления в соседних взаимовлияющих скважинах и расчет пластового давления производят по формулам

между нагнетательной и добывающей скважинами

между добывающей и добывающей скважинами

где р_пл - пластовое давление между скважинами, МПа;

р_н - текущее забойное давление в нагнетательной скважине, МПа;

P_1,2 - текущее забойное давление в 1-й и 2-й добывающих скважинах, МПа;

Q_н - текущая приемистость нагнетательной скважины, т/сут;

Q_1,2 - текущий дебит 1-й и 2-й добывающих скважин, т/сут;

PI_1,2 - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент продуктивности 1-й и 2-й добывающих скважин, т/(сутМПа);

РI_н - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент приемистости нагнетательной скважины, т/(сутМПа),

по полученным значениям пластового давления строят карты изобар, с помощью которых осуществляют контроль и управление разработкой нефтяного месторождения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для определения пластового давления между добывающей и добывающей или нагнетательной и добывающей скважинами по результатам текущих замеров забойных давлений, дебитов (приемистостей) и ранее выполненных или текущих исследований на восстановление (падение) давления в остановленной скважине и предназначено для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений, в частности для построения карт изобар.

Известны способы определения пластового давления по результатам гидродинамических исследований скважин и пластов на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. При исследованиях на установившихся режимах фильтрации расчет пластового давления производится по индикаторной диаграмме [Справочная книга по добыче нефти /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974].

К недостаткам данного типа исследований относится их большая продолжительность.

При исследованиях на неустановившемся режиме за искомый параметр принимается давление после окончания процесса исследования на восстановление (падение) давления. Время стабилизации давления в значительной степени зависит от коллекторских свойств пласта. Для скважин со средними и низкими дебитами (приемистостями) исследования этого типа также являются длительными. Продолжительная остановка скважин ведет к потерям в добыче нефти и увеличению эксплуатационных затрат.

Известен способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах [А.С. СССР № 1265303 А1, кл. Е 21 В 47/06, опубл. 23.10.1986], включающий закрытие скважины, регистрацию кривой восстановления давления, а также определение по формулам минимально необходимого времени закрытия скважины и пластового давления. Техническим результатом изобретения является уменьшение времени простоя скважины при исследовании. Однако для расчета пластового давления авторами используется основная формула упругого режима, которая справедлива только для определенных допущений. В частности, не учитывается влияние на кривую интерференции соседних скважин, которые изменяют динамику восстановления (падения) давления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения пластового давления в нефтяной скважине [Пат. 2167289 РФ, МКИ Е 21 В 47/06, опубл. БИ № 14, 2001]. Способ включает остановку скважины, снятие при помощи глубинного манометра кривой восстановления давления, а также вычисление текущего приращения давления на начальном участке кривой для некоторой выбранной функции и последующей ее экстраполяции до момента времени, при котором разность давлений будет равна нулю.

Достоинством способа является снижение потерь добычи нефти за счет уменьшения времени снятия кривой восстановления давления.

К недостаткам относится погрешность, возникающая при экстраполяции функции за пределы интервала значений, внутри которого определялись коэффициенты функции. В связи с этим значения пластовых давлений, определенные данным способом, содержат ошибку, увеличивающуюся с уменьшением времени снятия кривой. Кроме этого, данный способ не учитывает влияние соседних скважин при большом времени исследований и различие в фильтрационных свойствах призабойной и удаленной зон пласта, которые изменяют динамику восстановления давления. Все эти факторы приводят к тому, что точность определения пластового давления является невысокой.

Технической задачей данного изобретения является снижение потерь добычи нефти и повышение точности определения пластового давления за счет учета результатов исследований соседних взаимовлияющих скважин и сокращения времени исследований.

Поставленная цель достигается описываемым способом определения пластового давления, включающим измерение забойного давления в работающей скважине, исследования по снятию кривой восстановления давления и последующую обработку результатов. Новым является то, что перед обработкой результатов дополнительно определяют дебит и приемистость скважин, используют результаты ранее выполненных или текущих исследований по снятию кривой восстановления или падения давления в соседних взаимовлияющих скважинах и расчет пластового давления производят по формулам

между нагнетательной и добывающей скважинами:

между добывающей и добывающей скважинами:

где Р_пл - пластовое давление между скважинами [МПа];

P_н - текущее забойное давление в нагнетательной скважине [МПа];

P_1,2 - текущее забойное давление в 1-й и 2-й добывающих скважинах [МПа];

Q_н - текущая приемистость нагнетательной скважины [т/сут];

Q_1,2 - текущий дебит 1-й и 2-й добывающих скважин [т/сут];

PI_1,2 - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент продуктивности 1-й и 2-й добывающих скважин [т/(сутМПа)];

РI_н - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент приемистости нагнетательной скважины [т/(сутМПа)],

по полученным значениям пластового давления строят карты изобар, с помощью которых осуществляют контроль и управление разработкой нефтяного месторождения.

Уравнения (1), (2) получены, исходя из условия применимости линейного закона Дарси для добывающих и нагнетательной скважин и равенства пластовых давлений между скважинами:

Способ осуществляется в следующей последовательности.

Вначале производится замер гидродинамических параметров соседних скважин – Q₁, P₁ и Q_н, Р_н или Q₁, P₁ и Q₂, P₂. В случае измерения уровня раздела жидкости и газа производится пересчет на забойное давление. Далее давления в разных скважинах приводят к единой отметке, например водонефтяному контакту. Рассчитываются по ранним или текущим гидродинамическим исследованиям - PI₁, РI_н или PI₁, PI₂. После этого по соответствующей из формул (1) или (2) определяется пластовое давление между скважинами.

Достоинством способа является повышение точности определения пластового давления и уменьшение потерь добычи нефти при исследованиях. Это достигается за счет учета результатов исследований соседних взаимовлияющих скважин.

Обычно определение давления следует проводить чаще по сравнению со снятием кривой восстановления (падения) давления. В интервалах между проведением исследований на неустановившихся режимах можно принять значения продуктивностей (приемистостей) практически неизменными.

Пример расчетов приведен ниже.

Для соседних добывающей № 26480 и нагнетательной № 26482 скважин измеряют забойное давление и приводят его к единому уровню - водонефтяному контакту – P₁=7,03 МПа, Р_н=14,62 МПа, определяют дебит – Q₁=5,1 т/сут и приемистость Q_н=80,0 т/сут. По последней точке кривой оценивают в первом приближении пластовое давление и приводят его к водонефтяному контакту - Р_пл1=7,50 МПа, P_плн=8,25 МПа. При помощи формул (6) и (7):

рассчитывают коэффициенты продуктивности – PI₁=10,9 т/(сутМПа) и приемистости Р_1н=12,6 т/(сутМПа). Далее производится определение пластового давления между скважинами по формуле (1) - P_пл=7,54 МПа. В данном случае для наглядного сопоставления (фиг.1а) использованы результаты текущих измерений забойного давления во времени. В общем случае возможно использование коэффициентов продуктивности PI₁ и приемистости РI_н, определенных ранними исследованиями.

Для соседних добывающих скважин № 26480 и № 26481 измеряют забойное давление в работающей скважине и приводят его к единому уровню - водонефтяному контакту P₁=7,03 МПа, P₂=5,07 МПа, определяют дебит – Q₁=5,1 т/сут, Q₂=2,9 т/сут. По последней точке кривой восстановления давления оценивают в первом приближении пластовое давление и приводят его к водонефтяному контакту - Р_пл1=7,50 МПа, Р_пл2=6,90 МПа. При помощи формул (6), (8):

рассчитывают коэффициент продуктивности – PI₁=10,9 т/(сутМПа), PI₂=1,58 т/(сутМПа). Далее производится определение пластового давления между добывающими скважинами по формуле (2) - Р_пл=7,70 МПа. В данном случае для наглядного сопоставления (фиг.1б) использованы результаты текущих измерений забойного давления во времени. В общем случае возможно использование коэффициентов продуктивности PI₁, PI₂, определенных ранними исследованиями.

Получаемые значения пластового давления обычно используют для построения карт изобар, при помощи которых производится принятие различных технологических решений по оптимизации процесса разработки. В качестве примера на фиг.2 приведена карта изобар для участка месторождения, построенная на основании данного способа.

Технико-экономическая эффективность способа заключается в снижении потерь добычи нефти и повышении точности определения пластового давления. Это позволяет повысить достоверность контроля и управления за разработкой нефтяного месторождения.