RU2151859C1 - Способ разработки продуктивного пласта - Google Patents
Способ разработки продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2151859C1 RU2151859C1 RU99127042A RU99127042A RU2151859C1 RU 2151859 C1 RU2151859 C1 RU 2151859C1 RU 99127042 A RU99127042 A RU 99127042A RU 99127042 A RU99127042 A RU 99127042A RU 2151859 C1 RU2151859 C1 RU 2151859C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- fluid
- derivative
- reservoir
- hydraulic conductivity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении гидропроводности продуктивного пласта. Обеспечивает повышение точности оценки гидропроводности продуктивного пласта. Сущность изобретения: при разработке продуктивного пласта ведут закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта. В качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости. Строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность. Среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении гидропроводности продуктивного пласта.
Известен способ разработки продуктивного пласта, при котором производят гидродинамические исследования скважины методом восстановления (падения) давления, обусловленного остановкой скважины после длительной эксплуатации (прекращением закачки воды). По кривой изменения давления в скважине после ее остановки определяют гидропроводность пласта, используя при этом соответствующие решения уравнения пьезопроводности для бесконечного и ограниченного пластов [1].
Основным недостатком известного способа является необходимость остановки скважины до полной стабилизации забойного давления, что может продолжаться длительное время и неизбежно приводит к потерям нефти из-за простоя добывающей скважины. В случае нагнетательной скважины применение известного способа также требует прекращения нагнетания до полной стабилизации забойного давления, что ухудшает процесс заводнения нефтяной залежи. Кроме того, возрастает стоимость промысловых исследований, снижается оперативность технологических оздоровительных мероприятий и прогноз состояния скважин.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта [2].
Если статический уровень в скважине более 30 м, то в известном способе [2] для исследования поглощающих пластов применяют в основном метод прослеживания за снижением уровня, соблюдая при этом условие равенства плотностей жидкостей, закачиваемой в скважину и ранее находившейся в ней. Если статический уровень менее 30 м, то применяют для исследования поглощающих пластов как метод прослеживания за снижением уровня, так и метод пробных закачек. При этом допускают, что если время восстановления давления превышает 30 мин, возможно использовать метод исследования поглощающих пластов на неустановившемся режиме течения жидкости с применением для обработки данных теории установившегося режима.
При быстром восстановлении давления (менее 30 мин) необходимо пользоваться методом установившихся закачек.
На основе полученных таким образом данных строят индикаторную линию зависимости расхода жидкости (количества поглощаемой пластом жидкости в единицу времени) от репрессии на пласт. По этой индикаторной линии определяют коэффициент приемистости пласта, по которому может быть найдена гидропроводность пласта.
Недостатком известного способа является то, что для определения гидропроводности пласта необходимо знать коэффициент скин-эффекта. Поскольку коэффициент скин-эффекта при использовании известного способа [2] достоверно может быть определен только путем обработки кривой восстановления давления по формулам нестационарной фильтрации, то для определения гидропроводности необходимы дополнительные исследования скважин методом восстановления (падения) давления.
Таким образом, в целом недостатком известного способа [2] является недостаточная точность оценки свойств продуктивного пласта.
В изобретении решается задача повышения точности оценки гидропроводности продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки продуктивного пласта, включающем закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта, согласно изобретению, в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость, на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости, для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.
Признаками изобретения являются:
1) закачка в пласт жидкости;
2) замеры на устье давления закачки и расхода жидкости;
3) математическая обработка результатов замеров;
4) в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, использование пластовой жидкости,
5) на устье скважины организация процесса импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости;
6) для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определение накопленного расхода и производной функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости;
7) при математической обработке результатов замеров построение графика зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность;
8) среди множества полученных кривых производной выбор линии, ближе остальных отвечающей условию постоянства производной, соответствующей искомой гидропроводности пласта.
1) закачка в пласт жидкости;
2) замеры на устье давления закачки и расхода жидкости;
3) математическая обработка результатов замеров;
4) в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, использование пластовой жидкости,
5) на устье скважины организация процесса импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости;
6) для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определение накопленного расхода и производной функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости;
7) при математической обработке результатов замеров построение графика зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность;
8) среди множества полученных кривых производной выбор линии, ближе остальных отвечающей условию постоянства производной, соответствующей искомой гидропроводности пласта.
Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Теоретической основой известных и предлагаемого способов является линейная теория упругого режима фильтрации. Его характерными особенностями являются нестационарные процессы перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и жидкости, связанные с пуском или остановкой скважин, изменением режимов их работы и др. Длительность и характеристики нестационарных процессов определяются параметрами пласта и скважины и строением пластовых систем.
Теоретической основой известных и предлагаемого способов является линейная теория упругого режима фильтрации. Его характерными особенностями являются нестационарные процессы перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и жидкости, связанные с пуском или остановкой скважин, изменением режимов их работы и др. Длительность и характеристики нестационарных процессов определяются параметрами пласта и скважины и строением пластовых систем.
При разработке продуктивного пласта нефтяной залежи возникает необходимость оценки гидропроводности продуктивного пласта. Неточная оценка приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач разработки. В предложенном способе решается задача повышения точности оценки гидропроводности продуктивного пласта. Задача решается следующей совокупностью операций.
При определении гидропроводности продуктивного пласта на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости. Строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность. Среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.
При проведении технологической операции по определению гидропроводности продуктивного пласта расход нагнетаемой рабочей жидкости остается относительно неизменным лишь в течение отдельных весьма коротких промежутков времени и изменяется в широких пределах в течение всей операции. В предложенном способе изначально закладывают режим импульсной нестационарной закачки реагента как наиболее общий и в наибольшей мере отвечающий условиям производства. Реализуемый в особых условиях на практике стационарный режим закачки реагента является частным случаем общего импульсного нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа. Процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход может изменяться по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц, при этом максимальный расход обеспечивает недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне (максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости должно быть меньше давления раскрытия трещин в призабойной зоне пласта). Устьевое давление нагнетания может изменяться по амплитуде от 1 до 10 -15 МПа при той же частоте.
В изобретении решается задача повышения точности оценки эффективности воздействия. Задача решается следующим образом.
До проведения операции на скважине задают произвольный ряд М значений гидропроводности пласта εm:
ε1<ε2<...<εm<...εM,(1)
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта εист, т.е. :
ε1<εист<εM. (2)
При проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют с интервалом в 5-60 с (т.е., с периодом опроса 5-60 с) устьевое давление, плотность и объемный расход нагнетаемой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления Pтр(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление Pг(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Pс(t) по формуле (3):
Pс(t) = Pу(t) + Pг(t) - Pтр(t), (3)
где Pс(t) - динамическое забойное давление в момент времени t, МПа;
Pу(t) - устьевое давление нагнетания в момент времени t, МПа;
Pг(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом нагнетаемой жидкости в момент времени t, МПа;
Pтр(t) - потери напора в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения, МПа.
ε1<ε2<...<εm<...εM,(1)
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта εист, т.е. :
ε1<εист<εM. (2)
При проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют с интервалом в 5-60 с (т.е., с периодом опроса 5-60 с) устьевое давление, плотность и объемный расход нагнетаемой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления Pтр(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление Pг(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Pс(t) по формуле (3):
Pс(t) = Pу(t) + Pг(t) - Pтр(t), (3)
где Pс(t) - динамическое забойное давление в момент времени t, МПа;
Pу(t) - устьевое давление нагнетания в момент времени t, МПа;
Pг(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом нагнетаемой жидкости в момент времени t, МПа;
Pтр(t) - потери напора в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения, МПа.
Далее рассчитывают репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (4):
ΔPC(t) = PC(t)-Pпл, (4)
где Pпл - пластовое давление, МПа.
ΔPC(t) = PC(t)-Pпл, (4)
где Pпл - пластовое давление, МПа.
Рассчитывают объемный расход жидкости Q(t) в забойных условиях.
Затем для каждого из принятых значений εm определяют величину производной 
функции репрессии Ym(tN), характеризующей работу единицы расхода жидкости на нестационарное течение в пласте с гидропроводностью εm в текущий момент времени tN по формуле (5):
(5)
где N, N-1 - номера текущего и предыдущего замеров (N = 2; 3, 4;...) устьевого давления, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости:
i = 0; 1; 2,... N-2 - номера предшествующих замеров;
tN, tN-1 - время текущего и предыдущего замеров, с;
t0; t1; ... ti- время предшествующих замеров, с;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1) - репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
Ym(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью εm, в момент времени tN с начала процесса, Па • с;
εm - принятая в расчетах гидропроводность пласта, м2 • м/Па • с:
(6)
km - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую пластовую жидкость, м;
μ - вязкость пластовой жидкости, Па • с.
где N, N-1 - номера текущего и предыдущего замеров (N = 2; 3, 4;...) устьевого давления, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости:
i = 0; 1; 2,... N-2 - номера предшествующих замеров;
tN, tN-1 - время текущего и предыдущего замеров, с;
t0; t1; ... ti- время предшествующих замеров, с;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1) - репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
Ym(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью εm, в момент времени tN с начала процесса, Па • с;
εm - принятая в расчетах гидропроводность пласта, м2 • м/Па • с:
km - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую пластовую жидкость, м;
μ - вязкость пластовой жидкости, Па • с.
Одновременно с 
для того же момента времени tN определяют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(tN), поступившей в пласт к моменту времени tN с начала закачки, по формуле (7):
(7)
В формуле (5) аргумент Xm является функцией накопленного расхода W(tN) вида:
(8)
В формулах (6)- (8) размерности величин таковы: [W] = м3; [X] = Па • с; производная
безразмерна, размерности остальных параметров приведены выше.
В формуле (5) аргумент Xm является функцией накопленного расхода W(tN) вида:
В формулах (6)- (8) размерности величин таковы: [W] = м3; [X] = Па • с; производная
На чертеже представлен график определения текущей гидропроводности пласта ε по предлагаемому способу в процессе импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в добывающую скважину.
В результате представленной интерпретации данных испытания скважины на приемистость получены такие величины пластовых параметров: гидропроводность пласта ε = 10,3 мкм2 • м/(мПа • с), погрешность определения равна 1%.
Условные обозначения
1 - графики производной функции ΔY1/ΔX1 = ΔY1/ΔX1(W), в расчетах принято ε1 = = 5,1 мкм2 • м/(мПа • с);
2 - графики производной функции и ΔY2/ΔX2 = ΔY2/ΔX2(W), в расчетах принято ε2 = 20,4 мкм2 • м/(мПа • с);
3 - графики производной функции и ΔY3/ΔX3 = ΔY3/ΔX3(W), в расчетах принято ε3 = 10,3 мкм2 • м/(мПа • с).
1 - графики производной функции ΔY1/ΔX1 = ΔY1/ΔX1(W), в расчетах принято ε1 = = 5,1 мкм2 • м/(мПа • с);
2 - графики производной функции и ΔY2/ΔX2 = ΔY2/ΔX2(W), в расчетах принято ε2 = 20,4 мкм2 • м/(мПа • с);
3 - графики производной функции и ΔY3/ΔX3 = ΔY3/ΔX3(W), в расчетах принято ε3 = 10,3 мкм2 • м/(мПа • с).
Y1, Y2, Y3, Y = Y(W) ΔY/ΔX = ΔY/ΔX(W) МПа • с
ΔY1/ΔX1 ΔY2/ΔX2 ΔY3/ΔX3 W, м3
Полученные значения
и W(tN) наносят на график (см. чертеж), где по оси абсцисс откладывают величины W(tN), по оси ординат 
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин
W(tN) и построение графиков зависимости
(9)
производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
ΔY1/ΔX1 ΔY2/ΔX2 ΔY3/ΔX3 W, м3
Полученные значения
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин
производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
Графики производной ΔY/ΔX существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта εm. Чем ближе значения εm к истинной величине гидропроводности пласта εист, тем ближе графики производной ΔY/ΔX к прямой, параллельной оси абсцисс. Если истинное значение гидропроводности пласта εист включено в диапазон (2), то среди полученного множества кривых зависимости (9) будут одна-две линии, ближе остальных отвечающих условию:
(10)
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта, при которой производная ΔY/ΔX может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (10) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина ε, обеспечивающая выполнение условия (10) наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта (см. чертеж).
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта, при которой производная ΔY/ΔX может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (10) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина ε, обеспечивающая выполнение условия (10) наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта (см. чертеж).
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Проводят закачку пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину глубиной 2240 м с целью определения гидропроводности пласта. Для оценки точности определения гидропроводности пласта предлагаемым способом были проведены предварительные исследования скважины методом восстановления давления известным способом [1]. Установлено, что гидропроводность пласта составляет 10,2 мкм2 • м/(мПа • с). Таким образом, для оценки точности определения гидропроводности пласта принято:
εист = 10,2 мкм2 • м/(мПа • с).
Пример 1. Проводят закачку пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину глубиной 2240 м с целью определения гидропроводности пласта. Для оценки точности определения гидропроводности пласта предлагаемым способом были проведены предварительные исследования скважины методом восстановления давления известным способом [1]. Установлено, что гидропроводность пласта составляет 10,2 мкм2 • м/(мПа • с). Таким образом, для оценки точности определения гидропроводности пласта принято:
εист = 10,2 мкм2 • м/(мПа • с).
До проведения операции на скважине задают произвольный ряд (1) значений гидропроводности пласта εm:
1 мкм2 • м/(мПа • с) ≤ εm ≤ 30 мкм2 • м/(мПа • с);
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта
εист = 10,2 мкм2 • м/(мПа • с).
1 мкм2 • м/(мПа • с) ≤ εm ≤ 30 мкм2 • м/(мПа • с);
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта
εист = 10,2 мкм2 • м/(мПа • с).
Процесс определения гидропроводности пласта заключается в закачке в пласт 3 м3 пластовой жидкости. Закачку ведут с начальным расходом 5,8 л/с. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от 5,2 до 6,4 л/с и частотой 0,02 Гц, аналогично изменяется давление нагнетания. При этом на скважине выполняют замеры и регистрацию с интервалом в 5 с устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления Pтр(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление Pг(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Pс(t) по формуле (3), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (4), объемный расход нагнетаемой жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого из принятых значений εm гидропроводности пласта определяют значение производной 
по формуле 5.
Одновременно с 
для того же момента времени tN определяют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(tN), поступившей в пласт к моменту времени tN с начала закачки, по формуле (7).
Полученные значения наносят на график, пример которого приведен на фиг. 1, где по оси абсцисс откладывают величины W, по оси ординат - соответствующие им значения 
Графики производной ΔY/ΔX существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта εm. Чем ближе значения εm к истинной величине гидропроводности пласта εист, тем ближе графики производной ΔY/ΔX к прямой, параллельной оси абсцисс. Среди полученных кривых зависимости (9) установлены две линии (см. чертеж), ближе остальных отвечающих условию (10).
Графики производной ΔY/ΔX существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта εm. Чем ближе значения εm к истинной величине гидропроводности пласта εист, тем ближе графики производной ΔY/ΔX к прямой, параллельной оси абсцисс. Среди полученных кривых зависимости (9) установлены две линии (см. чертеж), ближе остальных отвечающих условию (10).
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта ε = 10,3 мкм2 • м/(мПа • с), при которой производная ΔY/ΔX может быть принята постоянной наилучшим образом (см. чертеж). Выбор оптимального выполнения условия (10) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина ε, обеспечивающая выполнение условия (10) наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта (см. чертеж), погрешность ее определения равна 1%.
Пример 2. Выполняют как пример 1, при этом на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от 0,3 до 6,3 л/с и частотой от 0,002 до 0,02 Гц, аналогично изменяется давление нагнетания.
Определенная по предлагаемому способу гидропроводность пласта составляет 9,6 мкм2 • м/(мПа • с), погрешность равна 6%.
Применение предложенного способа позволит проводить оперативную оценку текущей гидропроводности пласта без остановки скважины для восстановления забойного давления, что позволяет избежать потерь в добыче нефти, связанных с простоем добывающей скважины. В случае нагнетательной скважины применение предложенного способа также позволяет избежать остановки скважины для стабилизации забойного давления, что улучшает процесс заводнения нефтяной залежи. За счет совмещения применения предлагаемого способа с технологическим воздействием на призабойную зону пласта снижается стоимость промысловых исследований и возрастает эффективность планируемого мероприятия за счет достоверного прогноза параметров пласта и состояния скважины непосредственно перед операцией.
Источники информации
1. Патент РФ N 2083817, кл. E 21 B 47/00, 1997 г.
1. Патент РФ N 2083817, кл. E 21 B 47/00, 1997 г.
2. В. И. Мишевич. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. - М.: Недра, 1974, с. 16-27, 42-51, 59-65, 83-85 - прототип.
Claims (1)
- Способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта, отличающийся тем, что в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость, на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости, для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99127042A RU2151859C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ разработки продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99127042A RU2151859C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ разработки продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2151859C1 true RU2151859C1 (ru) | 2000-06-27 |
Family
ID=20228481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99127042A RU2151859C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ разработки продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2151859C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002090716A1 (fr) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Procede pour determiner les caracteristiques d'un puits, de la zone de fond de puits et d'une formation et dispositif pour mettre en oeuvre ce procede |
| RU2445455C2 (ru) * | 2010-04-19 | 2012-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" | Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины |
| RU2588249C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Способ исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин |
-
1999
- 1999-12-29 RU RU99127042A patent/RU2151859C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИЩЕВИЧ В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. - М.: Недра, 1974, с.16-27, 42-51, 59-65, 83-85. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002090716A1 (fr) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Procede pour determiner les caracteristiques d'un puits, de la zone de fond de puits et d'une formation et dispositif pour mettre en oeuvre ce procede |
| US7013724B2 (en) | 2001-05-08 | 2006-03-21 | Andrey Yegorovich Chikin | Method for characterizing parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
| RU2445455C2 (ru) * | 2010-04-19 | 2012-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" | Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины |
| RU2588249C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Способ исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2270335C2 (ru) | Способ определения давления смыкания трещины подземного пласта (варианты) | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2008118158A (ru) | Способы и системы для определения свойств пластов подземных формаций | |
| RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
| RU2652396C1 (ru) | Способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче | |
| WO2019089977A1 (en) | Fracture length and fracture complexity determination using fluid pressure waves | |
| Cramer et al. | Pressure-based diagnostics for evaluating treatment confinement | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| US5458192A (en) | Method for evaluating acidizing operations | |
| US20210198557A1 (en) | Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement | |
| RU2151859C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
| RU2151856C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| RU2151855C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| US11085259B2 (en) | Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement | |
| RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
| RU2167289C2 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине | |
| Xing et al. | Flowback data evaluation at forge | |
| CA2941963A1 (en) | Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well | |
| RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
| RU2808507C2 (ru) | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121230 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140327 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161230 |