Способ определения коэффициента гидропроводности продуктивных пластов по вариациям силы тяжести

Изобретение относится к гравиметрической разведке, а именно к способам определения коэффициента гидропроводности углеводородного пласта. Техническим результатом является уменьшение времени проведения измерений и повышение точности полученных данных. Способ включает измерение гравитационного поля g и пластового давления Р, выявление зависимости между изменениями этих величин и вычисление коэффициента гидропроводности. Коэффициент гидропроводности определяют как для газового пласта и как для нефтяного пласта, где Р_ат - атмосферное давление, R_k и r_c - радиусы контура питания скважины и самой скважины соответственно, А=γ+аα, А₁=γ₁+аα₁, причем γ, а и α, γ₁ и α₁ определяют как коэффициенты прямых в случае газового пласта или прямой в случае нефтяного пласта и прямой , построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения гравитационного поля g и изменения значений , ΔР=Р_к-P_з, где Р_к и Р_з - давления на контуре питания и на забое скважины за время мониторинга разработки месторождения от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к гравиметрической разведке, а именно к гравиметрическому методу мониторинга нефтяных и газовых месторождений - к способу определения основной комплексной характеристики продуктивных пластов - коэффициента гидропроводности по вариациям силы тяжести.

Известен способ определения текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади месторождения, включающий измерение гравитационного поля и пластового давления, выявление зависимости между этими величинами и ее применение к определению текущих запасов газа, его распределения и перемещения по месторождению (см. патент RU 2307379, кл. G01V 7/00, опубл. 27.09.2007).

Однако этот метод не позволяет определить комплексные характеристики нефтегазовых пластов, в том числе по нему невозможно определить коэффициент гидропроводности пластов. В практике разработки месторождений коэффициенты указанных зависимостей определяют опытным путем по данным исследования скважин при установившихся режимах. Скважины исследуются на пяти-шести режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Процесс связан с закрытием или остановкой скважин после каждого режима исследований. По этой методике значения давления скважины соответствуют практически одному времени (продолжительностью времени остановки скважины можно пренебречь), но разным режимам скважины. По данным этих замеров строят индикаторные диаграммы. Однако такой метод слишком труднозатратный, а измерения требуют больших промежутков времени и периодического простоя скважин.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков. Технический результат заключается в уменьшении времени проведения измерений и повышении точности полученных данных. Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что согласно способу определения коэффициента гидропроводности углеводородного пласта, включающему измерение гравитационного поля и пластового давления, выявление зависимости между этими величинами и вычисление коэффициента гидропроводности, коэффициент гидропроводности определяют как - для газового пласта и как для нефтяного пласта, где Р_ат - атмосферное давление, R_k и r_с - радиусы контура питания скважины и самой скважины соответственно, а А=γ+аα, А₁=γ₁+aα₁, причем γ, а и α, γ₁ и α₁ определяют как коэффициенты прямых в случае газового пласта или прямой в случае нефтяного пласта и прямой , построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения гравитационного поля g и изменения значений , ΔР=Р_к-Р_з, где Р_к и Р₃ - давления на контуре питания и на забое скважины за время мониторинга разработки месторождения от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. Для пласта с линейным фильтрационным потоком коэффициенты а и α₁ устанавливают равными нулю.

Таким образом, в предлагаемом способе используются изменения значений пластового давления и дебитов скважин за время t, которые соответствует разным временам измерений, но одному режиму работы скважины. Этот метод не требует остановки скважин и проведения специальных измерений - время гравиметрического мониторинга разработки месторождений совмещают с временем предусмотренных технологией разработки сопутствующих измерений давления.

На фиг.1 представлены экспериментальные точки, отражающие зависимость P²/Q от g/Q;

на фиг.2 - зависимость g/Q от Q;

на фиг.3 представлены зоны изменения различных значений проницаемости сеноманского комплекса отложений газового месторождения Тюменской области.

К основным и наиболее применяемым характеристикам продуктивных пластов относятся следующие величины.

Коэффициент гидропроводности

где k_пр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h - работающая толщина пласта; µ - вязкость жидкости или газа. Коэффициент d - наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

Коэффициент проводимости

который характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины. Коэффициенты d, d₁ относятся к наиболее применяемым на практике комплексным характеристикам продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, учитывающих одновременно два-три их основных свойств, влияющих на разработку залежей.

Коэффициент проницаемости пласта k_пр - основная фильтрационная характеристика пласта.

В настоящее время эти коэффициенты определяют по соответствующим индикаторным диаграммам или линиям с использованием получаемых из них коэффициента продуктивности A₁ (для нефтяной скважины) или коэффициент фильтрационного сопротивления А (для газовой скважины).

В практике разработки месторождений индикаторные диаграммы строят по опытным данным исследования скважин при установившихся режимах. Скважины исследуются на пяти-шести режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Затем скважину закрывают, а установившееся давление на забое остановленной скважины принимают за контурное.

Согласно заявленному способу построение индикаторных диаграмм и определение всех указанных выше коэффициентов А₁, A, d, d₁ и k_пр проводят по значениям вариаций силы тяжести (изменения гравитационного поля), получаемым на дневной поверхности в процессе мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемый способ малозатратен, использует изменения значений гравитационного поля, дебита скважин и пластового давления, а значит, не требует остановки скважин.

Способ заключается в следующем. Рассмотрим вначале случай газовых месторождений. В практике разработки газовых месторождений индикаторную диаграмму или индикаторную линию строят с использованием зависимости

где Р_k и Р_з - давления на контуре питания и забое скважины, q - объемный дебит скважины, А и В - коэффициенты равенства.

Обозначим

.

Тогда равенство (3) примет вид

Отсюда

Это выражение определяет уравнение индикаторной линии, А и В являются коэффициентами этой линии. На практике разработки газовых месторождений эти коэффициенты определяют по методике исследования скважин на пяти-шести установившихся режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Эта методика, связанная с исследованиями скважины на разных режимах и с их остановкой, требует определенного времени и затрат.

Для определения указанных коэффициентов предлагается использовать аналитические выражения

где Q=qt - суммарный объем газа, извлеченного из залежи за время t (определяется по дебитам скважины за время t), g, P - изменения значений гравитационного поля и пластового давления (вариации силы тяжести), получаемые в процессе мониторинга месторождения за время t, а, b и γ, α - коэффициенты выражений (6) и (7).

Уравнения (6) и (7) перепишем в следующем виде

Эти равенства также определяют уравнения прямых с коэффициентами а, b и γ, α, которые являются постоянными для каждой данной скважины и характеризуют фильтрационные сопротивления среды.

Сравнивая уравнения (5), (8) и (9) видим, что все они имеют одинаковый вид и структуру. Поэтому коэффициенты А и В можно выразить через значения а, b и γ, α, и, следовательно, можно определить их через значения гравитационного поля, что намного легче и малозатратно.

После небольших преобразований из этих равенств получим

Эти выражения позволяют определить коэффициенты уравнения (3), следовательно, и уравнения индикаторной линии (5) через коэффициенты равенств (8) и (9), получаемые по значениям вариаций силы тяжести.

В случае кругового пласта, в центре которого находится скважина, при плоскорадиальном фильтрационном потоке коэффициенты равенства определяются по формулам

где Р_ат - нормальное атмосферное давление, ρ_ат - плотность газа в нормальных условиях, β - коэффициент объемного сжатия газа, R_k и r_c - радиусы контура питания скважины и самой скважины.

При определении основных комплексных характеристик продуктивных пластов газовых месторождений - коэффициентов гидропроводности d (равенства (1)) и проводимости d₁ (равенство (2)) используется только значение коэффициента А. Из выражений (1), (2) и (11) получим

С использованием формулы (10) найдем

Поделив это выражение на h, получим значение коэффициента проводимости пласта. Кроме того, зная величину µ, из равенства (2) можно найти коэффициент проницаемости пласта k. А зная k и µ, из выражения (1) можно определить мощность газоносных отложений h.

В случае нефтяных месторождений равенство (3) имеет вид

Уравнение индикативной линии

где

Равенства (9) и (8) для нефтяных месторождений имеют вид

При этих обозначениях для определения коэффициентов A₁ и d получим выражения

Все, что было изложено выше, относилось к более общему случаю нелинейной фильтрации нефти и газа в породах.

В случае линейного фильтрационного потока приведенные выражения упрощаются. Равенства, определяющие значения комплексных характеристик нефтегазовых пластов, принимают более простой вид. При этом коэффициенты α и α₁ устанавливают равными нулю.

Зная коэффициент гидропроводности d и толщину пласта h, отсюда можно определить коэффициент проводимости пласта d₁, по значениям h, µ и d₁ определяется проницаемость пласта k_пр. При этом коэффициенты для случая линейной фильтрации - искомые комплексные характеристики продуктивных пластов - можно определить только по значениям вариаций силы тяжести и пластового давления (минуя значения дебитов скважин).

Опробование предлагаемого способа построения индикаторной линии скважины и определения комплексных характеристик пластов проведено на материалах одной из газовых месторождений Тюменской области. На фиг.1 и фиг.2 представлены графики изменения зависимостей (8) и (9) одной из скважин.

По построенным по точкам зависимостей прямым найдены значения коэффициентов:

а=-0,075,	b=0,000059,
γ=0,0286,	α=0,2817,

С учетом этих коэффициентов по формулам (10) определены значения A и В:

А=0,00747,

B=0,0000166.

Зная числа R_k и r_c, по известному значению А по формуле (13) легко определить величину искомого коэффициента гидропроводности пласта d, a далее нетрудно находить числа d₁ и проницаемость пласта k.

Указанным путем найдены числа А, d, d₁, и проницаемость сеноманского комплекса отложений рассматриваемого газового месторождения. Зоны изменения различных значений проницаемости этих отложений указаны на фиг.3. Информация на фиг.3 имеет важное практическое значение и используется при разработке нефтегазовых месторождений.

Из изложенного материала следует, что предложенный способ позволяет строить индикаторные диаграммы и определить все указанные выше коэффициенты A, d, d₁ и k по значениям вариаций силы тяжести, получаемым на дневной поверхности в процессе мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемый способ использует только изменения значений гравитационного поля, дебитов скважин и пластового давления, а значит, не требует специальных исследований и остановки скважин, что уменьшает время проведения измерений при одновременном повышении точности полученных данных.

1. Способ определения коэффициента гидропроводности углеводородного пласта, включающий измерение гравитационного поля g и пластового давления Р, выявление зависимости между изменениями этих величин и вычисление коэффициента гидропроводности, отличающийся тем, что коэффициент гидропроводности определяют как - для газового пласта и как для нефтяного пласта, где Р_ат - атмосферное давление, R_к и r_с - радиусы контура питания скважины и самой скважины соответственно, а А=γ+аα, A₁=γ₁+aα₁, причем γ, а и α, γ₁ и α₁ определяют как коэффициенты прямых в случае газового пласта или прямой в случае нефтяного пласта и прямой , построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения гравитационного поля g и изменения значений , ΔР=Р_к-Р_з, где Р_к и Р_з - давления на контуре питания и на забое скважины за время мониторинга разработки месторождения от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пласта с линейным фильтрационным потоком коэффициенты а и α₁ устанавливают равными нулю.