Способ послойного определения параметров пластов нефтяной, газовой и водяной залежи

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕ1ЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ!

1 11 515870

Союз Советскик

Социалистических

Республик (61) Дополнительное и авт. свид-ву (22) Заявлено !2,02.71 (21) 1618890 25

;51 j ."51, Кл,- Е 21В 47 00 с присоединением заявки ¹

Государственный комитет

Совета Министров СССР оо делам изобретений и открытий (23) Приоритет

Опубликовано 30.05.76. Бюллетень № 20

Дата опубликования описания 06.09.76

153) УДК 550.839(088.8) (72) Авторы изобретения

А. А. Ахметова, А. И. Марков, H. Н. Непримеров и А. Я. Неткач

Казанский ордена Трудового Красного Знамени государственный университет им. В. И. Ульянова-Ленина (71) Заявитель (54) СПОСОБ ПОСЛОЙНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ

ПЛАСТОВ НЕФТЯНОЙ, ГАЗОВОЙ

И ВОДЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований скважины и решает одну из задач контроля за разработкой газовых, нефтяных или водяных месторождений.

Послойное определение дебитов пластоз продуктивного горизонта, вскрытого единым фильтром, и давления на их контуре питания производится путем спуска в скважину приборов, содержащих комплекс датчиков (давления, температуры, скорости потока) и соответствующей обработки полученных экспериментальных данных. Для проведения таких исследований необходимо поднять колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) выше кровли продуктивного горизонта.

Во многих случаях подъем НКТ выше кровли продуктивного горизонта является нежелательным, так как приводит к загрязнению забоя скважины. Далее для очистки забоя проводят раооты по допуску НКТ ниже подошвы продуктивного горизонта для естественной или искусственной очистки последнего Наиоолее рациональной схемой оборудования скважины является такая, при которой HKT спущсны ниже продуктивного горизонта.

В случае перепуска НКТ проведение исследовательских работ затруднительно, так как приходится спускать приборы в затрубное пространство. Ввиду сложной формы сечения затрубно.о пространства точность измерения деоита пластов существующими дистанционным . дебитомерами не определена. Приoopoi1, который .i о?кет оыть эффективно Ilcli1i1I . 1змсрениях в затр5 био странстве, я.-).-.яст::". Tc)liloiieT,l, таl . Как ему можно придать наиоолсе обтскаемуEo форму. сводящую и минимуму всроятности его заклинивания и обрыва, 10 ИЗВестен спосоо 1,унца 11 Тиксье опрсдc.1сния дебитов глас-.ов по -.åðìîãðàìме скзажины, работающей по затрубному пространству.

3ToT cIIocoo нсудовлстворителен, так как справедлив только з редких случаях, встреча15 1ощпхся в практикс. Ъ казанный способ позволяст опрсдслить деоиты пластов залежи при пepeiii щ Ii11ь1х НКТ.

Способ можно и пользовать только в том случае, если функция, описывающая суммар20 ный деоит пласта является линейной, т, с.

Ci;(Z) =!и 2 (где i — номер пласта, т — деoIIT с единицы мощности пласта. Z — коордиI aTa)

В слу- ас, если суммарный деоит II:1аста

25 является про:1звольной функцией Z то Ibко по одной тсрмограммс скзажины, работающей по затрубному про.трапству, нельзя определить интересующие параметры пластов.

С целью определения дебитов пластов и

30 даBлcEiill! I! а конT рс:!х пит2IIIIЯ по прсд лагаемому способу измеряют распределения температуры в скважине при ее работе по НКТ с той же самой депрессией на пласты, изменяют величину депрессии и проводят повторные измерения распределения температуры в скважине.

Дифференциальные уравнения, описывающие распределение температуры по мощности пласта, будут иметь вид: с (6„+ 6, (Z)) Т (Z) = с 6; (2)(T,(Z) — T(Z)); (1) с (6„+ 6с (Z)) T (Z) — — Кт (T, (Z) — T. ())— — с,6 (Z) (T,(Z) — Т,(Z)) + с, 6 Т (Z) =

= — К,(Т,Д вЂ” т,Д) (2)

Уравнение (1) описывает распределение температуры при работе скважины по затрубному пространству, система уравнений (2) описывает распределение температуры в НКТ

Т,(Л) и затрубном пространстве T2(Z) при работе скважины по НКТ.

В этих уравнениях Z — координата, отсчитываемая от подошвы пласта, направленная вверх, G„, бь — дебиты ниже и вышележащих по отношению к i-му пластов, G;(Z) — функции, описывающие суммарный

6;о(Л) дебит пласта соответственно при подъеме выходящего из него флюида вверх или вниз, Кт — линейный коэффициент теплопередачи, ср — удельная теплоемкость при постоянном давлении, 6 — общий дебит скважины, который считается известным, В уравнениях 1 и 2 To(Z) температура, с которой поступает флюид на забой скважины:

Ть (Z) = То+оТ вЂ” -Г Z, где

Т,— геотермическая температура на подошве i пласта, à — геометрический градиент, +ЛТ вЂ” изменение температуры, обязанное эффекту Джоуля-Томсона, плюс относится к нефтяным или водяным скважинам, минус — к газовым.

Так как знак, стоящий перед ХТ в формуле для температуры выхода, не влияет ни на решение, ни на интерпретацию, то в дальнейшем решение уравнений 1 и 2 представлено только для знака минус, т. е. для газовых скважин.

Решения уравнения (1) и системы (2) имсог вид:

515870

Z

GÄT(0)+(T — лт — г z) G;(г)+г(G;(z)az

Г(Z) = (3) 6н+ G;(Z)

Т, 0ь. T,(0)+G (T,(Z) — T,(0))+GËT2(0) — X

-+а„+ G,. (z) z

Х вЂ” (То — ЬТ))+6 (Х) (То — AT — Г Х)тГ О; (Z)dZ

10 о

С ь + Gr () (4) На фиг. 1 изображены функции G,(Z) и

)5 G,. (2) в виде произвольных кривых.

Из фиг. 1 следует:

6 (z)+6 (z) =6, 6r (Z) + 6, -" (Z) = 0

6 (и) = — 6 (0) == 6, 6,(0) = 6;(и) = О, (5) 20 где 6, — общий дебит ь пласта, 6",(Л), Gr (Z) — п-ные производные по Z.

Из выражений (3) и (4) с учетом (5) для точки Z=h получаем:

Gj GgfTg(h) То(0) + То — T(h))

0 (Т (О) — Т (o))

Т, (О) — Т, (Ь) + Т (й) — 7 (О)

Т, О) — T(0) (6) Из выражения (8) легко определить (То — ХТ), так как 6, было определено ранее (из 7).

Зная (То — ХТ) можно определить давление на контуре питания i пласта, если известны давление на забое Рз и эффективный коэффициент Джоуля-Томсона по формуле:

Р,= Р,+ —, (9)

Еэф где P„ — давление на контуре питания пласта, P, — давление по подошве i пласта, Ео,» — эффективный коэффициент Джо) .

65 ля — Томсона для газа r пласта, 60

Далее рассмотрено соотношение (6) для трех случаев: пусть i-ый пласт самый верхний, тогда G в равенстве (6) равно 0 и оно примет вид:

40 (Ti (О) — Tи (h)) + (T (h) T (0))

6 T (О) — Т (О) (7)

Из (7), знал T(Z), Т,(Z), Т,(Х) по измерениям легко определить 6;.

Для определения (То — ЛТ) из выражений (3) и (4) с учетом (5) можно получить следующее соотношение: (8)

Т (0)To(0) — (То — AT)) -Т (0) ((To — ДТ) — T)

50 6 Т (0)(To(0)- — (То — ЛТ))+Т2(0)(То — Л7) — T(0)) 515870 по формуле 12, 35

6 = 202 тыс км /сутки

По данным исследований можно определить не только 6;=G;(h), но и функцию G,(Z). Из представления экспериментальной термограммы T(Z) в виде полинома и разложения (3) в ряд МакI/ лорена в точке Z=O найдем GI (0), 6; (0), GI (О) и т. д. Функцию G.;(Z) определяют по формуле:

6,(2) = 61(0) Л+ — 6 (0)2 ... (10) Пусть i пласт предпоследний, считая снизу, тогда 6ьФО и равенство 6 позволяет определить G,. Определение (Т,— ЬТ), а значит и давление на контуре питания пласта аналогично верхнему, но соотношение имеет вид:

6 у (0) T2(0) (Gb+G;) — G.

И + =0 (11) ((To — Т) — Т (0)) ((To — т) —, (0) I

Таким образом, начиная обработку термограмм T(Z), TI(Z), T2(Z) от самого верхнего пласта, можно определить дебит каждого пласта, вид функции 6;(Z), давление на контуре питания Р>

Если термограмму T>(Z) при работе скважины по НКТ снять не удалось, то перечисленные параметры пласта можно определить по термограммам T(Z) и Т,(Z). В этом случае необходимо ввести предположение о том, что коэффициент теплопередачи от флюида в затрубном пространстве к флюиду в НКТ по мощности пласта величина постоянная. В силу специфичности выхода флюида на забой скважины это предполо>кение вполне оправдано.

Используя систему уравнений (7) и (8), можно определить, затем по формуле

Кт

cðG

Т, (Z) = Т, (Л)+ — — Т1 (Z) (12)

Кг определяют Т (0) и Т,(Е1), зная которые легко находят G;, То — ATIP,.

Для определения Tq(h) предпоследнего пласта используют участок термограммы TI (Z) между самым верхним и предпоследним. Определив Т2(h) по формуле типа (12), по ней же определяют Т (0), а по формулам (6 и

11) — дебит предпоследнего пласта G; и температуру выхода флюида на его подошве (Т,— Ь,Г). Определение параметров других пластов осуществляется аналогично.

Общая схема послойного определения параметров пластов выглядит следующим образом.

1. Скважину пускают в работу по затрубному пространству с общим дебитом G . Как только скважина выйдет на режим, близкий к стационарному, снимают термограмму T(Z) по стволу скважины, особенно тщательно по мощности продуктивного горизонта, 2. Не меняя общего дебита скважины, вэтом случае депрессия на пласты практически оста5

30 нстся неизменной, персводяг с.,важ:11 . боту по НКТ. HOc;Ic выхода скважиеIы па режим, близкий к стационарному, снпма1ст термограммы T (Z) и Т,(Z).

3. По формулам (6, 7, 8 и 11) определяют

6; дебиты пластов, температуры, с которой выходит флюид на забой, вид функции 6;(Z)

4. Если эффективный коэффициент Джоуля — Томсона для флюида фильтрующего из пластов неизвестен, то для его определения проделывают операции пунктов 1 —:3 на режиме с общим дебитом скважины G Давления на забое скважин можно определить или непосредственным измерением, или восстановить по термограмме скважины, работающей по затрубному пространству и устьевому давлению.

Определив АТ1 по первому режиму и AT по второму, можно определить Е,,р, а по формуле (9) — давление на контуре питания каждого пласта.

5. Если T (Z) — термограмма в затрубном пространстве при работе скважины по НКТ не снималась, то решая систему уравнений, составленную из формул (7) и (8), находят

Кт для самого верхнего пласта. При решеCpG

Кт нии считают, что с,6 неизменно, Определив

Кт с,0 определяют Т2(0), Т (11), а по формуле (7)—

G;.

Для определения T (h) предпоследнего пласта используют участок термограммы Т,(Z) между самым верхним и предпоследним, Определив Т,(Ь) для предпоследнего пласта по формуле типа 12, по ней же определяют Т.(0), а по форм лам (6) и (11) его дебит G; и температуру выхода флюида на подошве пласта (То — AT).

Таким образом, двигаясь последовательно вниз, находят G (Tp — AT), G: (Z) для каждого из пластов продуктивного горизонта, Для определения давления на их контуре питания

P„., определяем те же параметры при другом общем дебите скважины согласно пункту 4.

На фиг. 2 термограмма T(Z) и термограмма

TI(Z), полученные на скв. ¹ 297 Шебелинского газового месторождения, общий дебит скважины. был =,202 тыс. км /сутки. Продуктивный горизонт представлен тремя работающими пластами, обозначенными снизу вверх цифрами I, II u III. Основную массу газа поставляет пласт III (см. фиг. 2), пласты II u

111 должны давать минимальное количество газа.

Дебиты пластов, определенные по изложенному способу, подтверждают это, они оказались равными

6п1=0,943.G,.; 611 — 0,014G; 61 — 0,0436;

515870

Формула изобретения

Риг,1

2100 гг ггаа

zg гла

Фиг. 2

Составитель Э. Терехова

Техред А. Камышин кова Корректор И. Позняковская

Редактор Блохина

Заказ 1962/8 Изд. № 1594 Тираж 690 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Типография, пр. Сапунова, 2

Способ послойного определения параметров пластов нефтяной, газовой и водяной залежи, заключающийся в измерении распределения температуры в скважине, работающей с определенной депрессией по затрубному пространству при перепущенных ниже подошвы продуктивного горизонта насосно-компрессорных трубах, отличающийся тем, что, с целью определения дебитов пластов и давлений на контуре их питания, измеряют распределения температуры в скважине при ее работе по

5 насосно-компрессорным трубам с той же самой депрессией на пласты, изменяют величину депрессии и проводят повторные измерения распределения температуры в скважине.