Способ определения проницаемости пласта
СОЮЗ СОВЕТСНИК
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИН (1% (11) (58 4 E 21 8 47/00 49/00
-. (» f (е „" -с) „, 13,б H,ù „, =i„ (v, -y„), a 8, R к
1цне i f и нв дн 4 в
К в
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA г еА
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЙ
K ABTOPCKOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3789429/22-03 (22) 11. 09. 84 (46) 30.03.86. Бюл. У 12 (71) Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтяной промьшшенности (72) Д.В. Булыгин (53) 622.276 (088 ° 8) (56) Руководство по-применению геолого-геофизических; гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений. РД39-4-699-82 ° Ме 1 ВНИИ, 1982.
Амелин И.Д. и др ° Эксплуатация и технология раэработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978 с. 53-57 ° (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИ ЦАЕМОСТИ ПЛАСТА, включающий замер пластового и забойных давлений в скважине, дебита жиДкости, работающей толщины пласта на нескольких установившихся режимах фильтрации, удельного веса и вязкости жидкости, отличающийся тем, что, с целью повьппения точности определения для условий обводненных пластов, определяют обводненность продукции скважины и относительную фазовую проницаемость по воде, а проницаемость пласта вычисляют по формуле
Я, где е =
r>, -е,, в
1 нв ю проницаемость пласта; коэффициент продуктивности, т/сут кгс/см"., пластовое и забойное давления; кгс/см, радиус контура питания,-м; радиус скважины,м; работающая толщина пласта, м; вязкость жидкости и воды р сПз дебит жидкости, т/сут, удельный вес жидкости, нефти и воды, г/смв; объемная обводненность, дол.еф; относительная фаэовая проницаемость по воде; дол.ед, коэффициент учитывающий несовершенство скважины.
122 1330 (2) (3) На фиг.1 представлены графики зависимости д от f при аппроксимаХ ции кривых относительно проницаемостей Лаверетта, на фиг.2 — то же, при аппроксимации относительных проницаемостей в виде двух прямых.
Учитывают изменение вязкости фильтрующейся жидкости по графикам
"в зависимости в от К (фиг.1а,б), Е которые построены для различных относительных проницаемостей и соотношения подвижностей нефти и воды
5- )путем решения трансценР
<< дентного уравнения
Изобретение относится к исследованию физических свойств горных пород и может применяться для определения проницаемости пласта при раз- . личном соотношении нефти и воды в продукции скважин.
Целью изобретения является повышение точности определения для условий обводненных пластов.
Сущность способа заключается в следующем.
В скважине производят замеры пластового, забойного давлений и дебита жидкости, с использованием которых определяют коэффициент продуктивности по жидкости: (1)
Затем для определения вязкости фильтрующейся жидкости замеряют обводненность продукции, которую приводят к пластовым условиям по формуле
1 о-, у ь„ т,ь, где, — соответственно объемная обводненность в поверхностных и пластовых условиях, дол.ед, у — удельный вес нефти и в воды, г/см э °
Ьн > "в — пересчетный коэффициент за усадку нефти и воды при переводе из пластовых в поверхностные условия, дол.ед.
Для полученной обводненности определяют удельный вес фильтрующейся жидкости
40
Из табл.1 видно, что,несмотря на большое различие значений коэффициентов продуктивности и обводненности продукции значение проницаен
K „(S) P K (S) ë„(4) где р ч — вязкости нефти и вон, в
5 ды, сПз, — относительные прони- и 8 цаемости для нефти и воды по лабораторным данным, дол.ед, 5 — насьпценность, дол.ед.
Затем при любых значениях проницаемость пласта определяют по формуле
h Cg + с где
f5 g: c Ч не
23<6 Н
„„ нв в
20 где К вЂ” проницаемость пласта, д;
Й вЂ” радиус контура питания, м1
, — радиус скважины, м;
Н вЂ” толщина пласта, м, С вЂ” коэффициент, учитывающий несовершенство скважины.
Для подтверждения отсутствия связи между определениями проницаемости и вязкостью фильтрующейся водонефтяной смеси при использовании
50 предлагаемого способа было проведено определение проницаемости пласта.
Исходные данные по скважине:
Ь = 3 м — толщина пласта, = 3,528 (R„ — радиус контура питания, м, 1; — радиус скважины, м), ф = 0,864 г/см — удельный вес нефти, Ьн = 0,862 r/см — пересчетный коэффициент; г и = 3,4 сПз — приведенная вязкость нефти, Рв= 1 сПз — приведенная вязКОСть ВОДЫ у
1,006-1,019 г/см — удель ный вес воды.
При расчетах использовали 3<>Н симость от при аппроксимации
Кв относительных проницаемостей в виде двух прямых (фиг.1б).
Данные расчетов приведены в табл.1.
1221330
2 4
3,04
3,69
3,44
3,0 !
4,72
5,14
Таблица2 т/сут.ат дол.ед.
1,78
0,19
2,52
0,64
25 3,04
3, 69
0,74
0,77
3,44
3,0
Таблица 1
h т/сут.ат. ф „„Рн К, г/см сПз
0,80 дол.ед.
0,84
4,72
0,864 6,18 0,633
1,78
0,93
5,14
2,52
О,t
10 мости остается примерно на одном уровне. Погрешность +5,87 связана прежде всего с неточностью определения дебита жидкости, пластовых и забойных давлений. Неточность вносится и иэ-эа лабораторных определений фазовых проницаемостей, которые отличаются от фактических.
Определение коэффициента проницаемости известным методом установившихся отборов по тем же значени- ям коэффициентов продуктивности дает ошибку +11,0Ж,причем по мере увеличения обводненности продукции отклонение каждого замера проницаемости от первоначального возрастает.
Данные расчетов приведены в табл.2 (для всех случаев . = 0,864 г/смз, / „= 3,4 сПэ).
Как видно из табл. 1 и 2, при использовании метода установившихся отборов погрешность составляет
+11,0X а при использовании предлагаемого способа + 5,87. Таким образом, относительную погрешность определения проницаемости удается снизить в 2 раза.
0,19 0,872 5,40 0,708
Продолжение табл. !
0,64 0,957 3,39 0,551
0,74 0,960 3,03 0,580
0,77 0,965 2,90 0,515
0,80 0,970 2,70 0,416
0,84 0,985 2,45 0,594
0,93 0,998 2,13 0,546
0,349
0,494
0,596
0,723
0,674
0,588
0,925
1,007
1221330
Составитель М. Тупысев
Редактор М. Циткина Техред Л.Олейник КоРректоР С. Черни
Заказ 1560/38
Тираж 548 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная,4
/9
У
У
