Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве



Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве
Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве
Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве

 


Владельцы патента RU 2465453:

Серкеров Серкер Акберович (RU)
Полын Иван Иванович (RU)

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести. Способ включает измерение гравитационного поля в точках расположения скважин и пластового давления в забое скважины, выявление зависимости между этими величинами, измерение гравитационного поля на поверхности Земли в области межскважинного пространства и определение соответствующего пластового давления в этой области по полученным зависимостям. Для газовых месторождений значение пластового давления на контуре питания в области межскважинного пространства определяют по специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений. Для нефтяных месторождений значение пластового давления на контуре питания определяют по другому специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости от суммарного объема углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. Технический результат заключается в повышении точности и надежности получаемых данных. 3 ил.

 

Изобретение относится к гравиметрической разведке, а именно к способам определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин.

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 значения пластового давления нефтяных и газовых месторождений в межскважинном пространстве.

В настоящее время при разработке месторождений значения давления измеряются только в точках расположения скважин. В межскважинном пространстве пользуются приближенными значениями давления, получаемыми линейной интерполяцией данных на скважинах. При этом пропускаются зоны локального изменения значений давления.

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 пластового давления в межскважинном пространстве, включающему измерение гравитационного поля на площади месторождения (в точках расположения скважин и в межскважинном пространстве) и пластового давления Р3 в забое скважин, выявление зависимости между изменениями этих величин и определение соответствующего пластового давления в межскважинном пространстве по полученным зависимостям, для газовых месторождений значение пластового давления Рк в области межскважинного пространства определяют как где причем определяют как коэффициенты прямых и построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля g за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления ΔР и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений Δg, а для нефтяных месторождений значение пластового давления Рк контура питания определяют как Рк3+ΔР, где причем α, β и α1, β1 определяют как коэффициенты прямых и Δg=β11Q, построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости g, ΔР и Δg от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q.

На фиг.1 показана карта изменения пластового давления в пределах одного из газовых месторождений Тюменской области. Карта построена по данным измерений в скважинах. В межскважинном пространстве значения давления получены линейной интерполяцией.

На фиг.2 дана карта изменения давления, построенная по данным скважин и гравитационного поля - в межскважинном пространстве значения давления найдены по вариациям силы тяжести, опираясь на скважинные данные, по предлагаемому способу.

На фиг.3 показаны отклонения (разность) между значениями давлений, показанных на фиг.1 и 2, - погрешности определения давления в межскважинном пространстве только по скважинным данным. Как видно из фиг.3, ошибки определения давления могут достигать значительных величин - до 4-5 атмосфер.

Таким образом, связь между значениями g и Р устанавливают в зонах скважин, где они известны, а в межскважинном пространстве значения давления находят по известным данным гравитационного поля, учитывая закономерности изменения в пространстве его связей с давлением.

Наличие связей между вариациями силы тяжести и значениями пластового давления в пунктах расположения скважин и в межскважинном пространстве в настоящее время является доказанным фактом. Эти зависимости соответствуют природе процессов в пластах, связанных с отбором флюидов из них. При этом наличие нескольких формул позволяет более точно найти давление в межскважинном пространстве, так как они взаимно дополняют и контролируют друг друга.

Способ определения значений пластового давления в межскважинном пространстве по вариациям силы тяжести для случая газовых месторождений заключается в применении эмпирической формулы

где - постоянные - коэффициенты этого равенства; ΔР, g - изменения значений пластового давления и гравитационного поля (вариаций силы тяжести) за время мониторинга разработки месторождения t; Δg - разность в значениях вариаций силы тяжести между двумя соседними сериями измерений.

Постоянные а, b, с определяют по коэффициентам прямых

построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения значений от пластового давления ΔР и давления ΔР от разности вариаций силы тяжести Δg между двумя соседними сериями наблюдений на скважинах, по равенствам

Прямые (2) и (3) строят в точках расположения скважин по данным нескольких серий измерений. По ним определяют коэффициенты уравнения (1), а далее в точках межскважинного пространства по равенству (1) находят изменения значений пластового давления, используя известные в каждой из них значения вариаций силы тяжести g и ее разность Δg.

Значение пластового давления Рк в области межскважинного пространства по полученным значениям определяют как

В случае нефтяных месторождений изменение давления в межскважинном пространстве определяют по эмпирической формуле

при этом коэффициенты зависимости а1, b1, с1 определяют из выражений

Значения постоянных α, β и α1, β1 определяют как коэффициенты прямых

построенных в пунктах расположения скважин по экспериментальным точкам зависимостей от и Δg от Q. Здесь Q=qt - объем нефти, извлеченной из скважины за время t при объемном дебите скважины q.

Пластовое давление Рк на контуре питания определяют как Ркз+ΔР. Значение Рз берется по данным ближайшей к точке межскважинного пространства скважине. Для точного определения пластового давления нужно пользоваться данными по двум ближайшим скважинам, расположенным в разные стороны от данной точки. При этом, если возникнет невязка, то ее нужно устранить по известной методике. Получаемые таким путем значения давления соответствуют их изменению за время Δt=t2-t1. Давление в момент времени t2 можно определить по формуле P(t2)=P(t1)+ΔР.

В общем случае в формулах (1), (4) и (5)

ΔP=P(ti)-P(t1),

g=Vz(ti)-Vz(t1),

Δg=g(ti+1)-g(ti),

где t1 и ti - времена первой и i-й серии наблюдений, Vz - значения вариаций силы тяжести. Давление Р может равняться любому виду пластового давления, например текущему или динамическому, давлению на контуре питания. При достаточном удалении точек межскважинного пространства от действующих скважин воронки депрессии на них не действуют и пластовое давление в них становится равным давлению на контуре питания Ркз=0).

По результатам определений строится карта изменения значений пластового давления в пределах всего месторождения, включая и области межскважинного пространства.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет определить значения пластового давления в межскважинном пространстве по вариациям силы тяжести, получаемым при мониторинге нефтегазовых месторождений на дневной поверхности, используя связи между значениями гравитационного поля и давления в точках расположения скважин. При этом все локальные изменения значений пластового давления в межскважинном пространстве, которые связаны с соответствующими им изменениями в гравитационном поле, полностью сохраняются.

Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве, включающий измерение гравитационного поля в точках расположения скважин и пластового давления Рз в забое скважин, выявление зависимости между этими величинами, измерение гравитационного поля g на поверхности земли в области межскважинного пространства и определение соответствующего пластового давления в этой области по полученным зависимостям, отличающийся тем, что для газовых месторождений значение пластового давления Рк на контуре питания в области межскважинного пространства определяют как где причем b1 и b2 определяют как коэффициенты прямых и построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля g за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления ΔР и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений Δg, а для нефтяных месторождений значение пластового давления Рк контура питания определяют как Ркз+ΔР, где , причем α, β и α1, β1 определяют как коэффициенты прямых и Δg=β11Q, построенных по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости g, ΔР и Δg от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в геофизике, астрономии и астрофизике. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для поисков месторождений и залежей нефти и газа. .

Изобретение относится к лазерно-интерферометрическим гравитационно-волновым (ГВ) детекторам и может быть использовано для обнаружения низкочастотных периодических ГВ-сигналов от двойных релятивистских астрофизических объектов.

Изобретение относится к устройствам для геофизических измерений и может быть использовано для оперативного прогноза землетрясений. .

Изобретение относится к области гравитационной градиентометрии и может быть использовано для геофизических исследований, в частности для оперативного прогноза землетрясений.

Изобретение относится к гравиметрии и может быть использовано при поисках полезных ископаемых. .

Изобретение относится к лазерно-интерферометрическим гравитационно-волновым (ГВ) детекторам и может быть использовано для обнаружения низкочастотных ГВ-сигналов от двойных релятивистских астрофизических объектов.

Изобретение относится к области геофизических исследований, а именно к статическим гравиметрам, и может быть использовано для производства морской гравиметрической съемки с повышенной точностью на отдаленных акваториях Мирового океана.

Изобретение относится к области геофизики, в частности к способам и устройствам определения ускорения силы тяжести (УСТ), и может быть использовано для выполнения морской гравиметрической съемки акватории континентального шельфа.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. .

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям
Наверх