RU2107161C1 - Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов - Google Patents
Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2107161C1 RU2107161C1 RU96115229A RU96115229A RU2107161C1 RU 2107161 C1 RU2107161 C1 RU 2107161C1 RU 96115229 A RU96115229 A RU 96115229A RU 96115229 A RU96115229 A RU 96115229A RU 2107161 C1 RU2107161 C1 RU 2107161C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- reservoir
- determined
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля и проектирования разработки месторождений. Способ включает определение балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют пластовое давление. Также определяют накопленную добычу жидкости из скважины, накопленный объем закачки вытесняющего агента и накопленную величину его отбора из добывающей скважины. Пластовое давление определяют из расчетной формулы, представленной в описании.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля и проектирования разработки месторождений.
Известен способ определения фильтрационных параметров водонефтенасыщенного пласта горных пород [1].
Недостатком способа является необходимость измерения уровня жидкости в скважине.
Известен способ измерения пластового давления путем измерения объема промывочной жидкости [2].
Недостаток известного способа заключается также в использовании измерительных приборов, опускаемых в скважину.
Пластовое давление устанавливается в процессе его восстановления при отключении скважины до полной стабилизации. Это время составляет от 6 ч. до нескольких суток, причем добыча нефти не производится.
Необходимость периодического измерения давления в большом количестве скважин приводит к заметному ущербу в добыче нефти.
Кроме того, требуются технические операции по спуску приборов в скважину пластового давления.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что установлена зависимость для определения пластового давления от запасов нефти, закачки вытесняющего агента и накопленного отбора жидкости.
Эта зависимость позволяет исключить необходимость прямых замеров давления в скважине.
Пластовое давление определяется из расчетной формулы
Pпл. = [ln[Vзап. - Vнж. + Vзак.ср. • (Vв./Vнж.)]/ln(Vзап.)] • P0,
где
Vзап - объем балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют Pпл. по формуле:
Vзап. = Vзап.ср.(hэф./hср.),
где
Vзап.ср. - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, (расчетная величина), м3;
hэф. - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины (определяется по результатам геодезических исследований), м;
hср. - средняя эффективная толщина пласта, (определяется по результатам геодезических исследований), м;
Vн.ж. - накопленная добыча жидкости из исследуемой скважины на момент определения пластового давления (за период работы скважины), м3;
Vзак.ср. - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, нагнетаемого в скважину (за период работы скважины), м3;
Vв - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, отобранного из добывающей скважины (за период работы скважины), м3;
P0 - пластовое давление в залежи до начала разработки (по результатам замера), (МПа).
Pпл. = [ln[Vзап. - Vнж. + Vзак.ср. • (Vв./Vнж.)]/ln(Vзап.)] • P0,
где
Vзап - объем балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют Pпл. по формуле:
Vзап. = Vзап.ср.(hэф./hср.),
где
Vзап.ср. - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, (расчетная величина), м3;
hэф. - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины (определяется по результатам геодезических исследований), м;
hср. - средняя эффективная толщина пласта, (определяется по результатам геодезических исследований), м;
Vн.ж. - накопленная добыча жидкости из исследуемой скважины на момент определения пластового давления (за период работы скважины), м3;
Vзак.ср. - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, нагнетаемого в скважину (за период работы скважины), м3;
Vв - накопленная величина вытесняющего агента, например, воды, отобранного из добывающей скважины (за период работы скважины), м3;
P0 - пластовое давление в залежи до начала разработки (по результатам замера), (МПа).
Пример осуществления способа.
Для примера определения пластового давления взято Самотлорское месторождение, пласт AB скважины 25768.
Исходные данные:
P0 = 17,6 МПа
Vзап.ср. = 165377,5 м3
hэф. = 2,6 м
hср. = 6,23 м
Vн.ж. = 19360,24 м3
Vзак.ср. = 227191 м3
Vв = 2410 м3
По формуле [2] рассчитывают балансовый запас нефти на скважину
Vзап. = 165377,5(2,6/6,23) = 69017,9 м3.
P0 = 17,6 МПа
Vзап.ср. = 165377,5 м3
hэф. = 2,6 м
hср. = 6,23 м
Vн.ж. = 19360,24 м3
Vзак.ср. = 227191 м3
Vв = 2410 м3
По формуле [2] рассчитывают балансовый запас нефти на скважину
Vзап. = 165377,5(2,6/6,23) = 69017,9 м3.
Затем по формуле [1] рассчитывают пластовое давление в скважине 25768
Pпл. = [ln(69017,9 - 19360,24 + 227191(2410/19360,24))/ln69017,9] • 17,6 = 17,79
В той же скважине определено пластовое давление прямыми измерениями со спуском манометра на забой. Замеренное давление составило величину 17,5 МПа, что близко совпадает с величиной, рассчитанной по выведенной зависимости.
Pпл. = [ln(69017,9 - 19360,24 + 227191(2410/19360,24))/ln69017,9] • 17,6 = 17,79
В той же скважине определено пластовое давление прямыми измерениями со спуском манометра на забой. Замеренное давление составило величину 17,5 МПа, что близко совпадает с величиной, рассчитанной по выведенной зависимости.
Отклонение не превышает 1,7%.
Способ имеет преимущество перед прототипом, согласно которому требуется определение уровня жидкости в скважине. Но проезд в скважине требует затраты времени, а в межсезонье затруднен или практически невозможен. Кроме того, отложения на стенке скважины и невысокая точность отбивки уровня могут вносить значительные погрешности в результате определения давления.
Claims (1)
- Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов, заключающийся в определении параметров нефтенасыщенных пластов, отличающийся тем, что определяют величину накопленной добычи жидкости Vн. ж, накопленную величину вытесняющего агента, закачанного в скважину Vз а к, и накопленную величину вытесняющего агента Vв, отобранного из добывающей скважины, за время эксплуатации скважины, а пластовое давление рассчитывают по формуле
Рп л . = [ln(Vз а п - Vн. ж + Vз а к . с р . (Vв/Vн. ж))/ln Vз а п] • Р0,
где Vз а п - объем балансового запаса нефти, определяемого как
Vз а п = Vз а п . с р . (hэ ф ./hс р .), м3;
Vз а п . с р . - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, м3;
hэ ф . - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины, м;
hс р . - средняя эффективная толщина пласта, м;
Р0 - пластовое давление в залежи до начала разработки, МПа.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96115229A RU2107161C1 (ru) | 1996-07-29 | 1996-07-29 | Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96115229A RU2107161C1 (ru) | 1996-07-29 | 1996-07-29 | Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2107161C1 true RU2107161C1 (ru) | 1998-03-20 |
RU96115229A RU96115229A (ru) | 1998-09-10 |
Family
ID=20183818
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96115229A RU2107161C1 (ru) | 1996-07-29 | 1996-07-29 | Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2107161C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2715490C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-02-28 | Владислав Игнатьевич Галкин | Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки |
EA036558B1 (ru) * | 2018-09-28 | 2020-11-23 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ определения пластового давления |
-
1996
- 1996-07-29 RU RU96115229A patent/RU2107161C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA036558B1 (ru) * | 2018-09-28 | 2020-11-23 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ определения пластового давления |
RU2715490C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-02-28 | Владислав Игнатьевич Галкин | Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7099811B2 (en) | Method of determining by numerical simulation the restoration conditions, by the fluids of a reservoir, of a complex well damaged by drilling operations | |
US3420093A (en) | Method and apparatus for testing core permeability | |
RU2107161C1 (ru) | Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов | |
US2557488A (en) | Apparatus for and method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
NO173348B (no) | Fremgangsmaate for matriksbehandling av en oljebroenn | |
EP0346099A3 (en) | Low-water-pressure controlled hydrologic test method | |
RU2165017C2 (ru) | Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта | |
CN113294139B (zh) | 低渗油藏捞油井捞油深度的确定方法及装置 | |
RU2012866C1 (ru) | Способ определения коэффициента фильтрации и водоотдачи грунта в полевых условиях | |
RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
SU1441063A1 (ru) | Способ определени местоположени зон поглощени | |
SU1373799A1 (ru) | Способ определени плотности промывочной жидкости | |
RU2104395C1 (ru) | Способ определения уровня в трубах | |
RU2018157C1 (ru) | Способ определения параметров подземной полости | |
SU1440821A1 (ru) | Способ испытани подземных резервуаров на герметичность | |
SU1283364A1 (ru) | Способ проведени опытно-фильтрационных работ в водоносном горизонте | |
RU2061862C1 (ru) | Способ исследования нефте- и водонасыщенных пластов | |
SU553343A1 (ru) | Способ измерени уровн раздела двух сред с различной плотностью | |
SU1802106A1 (en) | Device for measuring interface level of two liquids with different densities in underground reservoir | |
SU1104253A1 (ru) | Способ определени предельного напр жени сдвига нефти | |
SU653385A1 (ru) | Способ исследовани нефт ных скважин | |
SU1208212A1 (ru) | Способ определени местоположени зон поглощени | |
CA1160950A (en) | Method of determining the depth of occurrence of a chemically reactive bed | |
SU827762A1 (ru) | Устройство дл исследовани пластов | |
SU1148997A1 (ru) | Способ определени гидродинамических параметров водоносного пласта |