RU2229592C1 - Способ определения пластового давления - Google Patents
Способ определения пластового давления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2229592C1 RU2229592C1 RU2002125343/03A RU2002125343A RU2229592C1 RU 2229592 C1 RU2229592 C1 RU 2229592C1 RU 2002125343/03 A RU2002125343/03 A RU 2002125343/03A RU 2002125343 A RU2002125343 A RU 2002125343A RU 2229592 C1 RU2229592 C1 RU 2229592C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- pressure
- mpa
- results
- day
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для определения пластового давления между добывающей и добывающей или нагнетательной и добывающей скважинами по результатам текущих замеров забойных давлений, и ранее выполненных или текущих исследований на восстановление давления в остановленной скважине и предназначено для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений, в частности для построения карт изобар. Техническим результатом изобретения является снижение потерь добычи нефти и повышение точности определения пластового давления за счет учета результатов исследований соседних взаимовлияющих скважин и сокращения времени исследований. Для этого перед обработкой результатов дополнительно определяют дебит и приемистость скважин, используют результаты ранее выполненных или текущих исследований по снятию кривой восстановления или падения давления в соседних взаимовлияющих скважинах и рассчитывают пластовое давление между нагнетательной и добывающей скважинами и между добывающей и добывающей скважинами по приведенным математическим формулам. По полученным значениям пластового давления строят карты изобар, с помощью которых осуществляют контроль и управление разработкой нефтяного месторождения. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для определения пластового давления между добывающей и добывающей или нагнетательной и добывающей скважинами по результатам текущих замеров забойных давлений, дебитов (приемистостей) и ранее выполненных или текущих исследований на восстановление (падение) давления в остановленной скважине и предназначено для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений, в частности для построения карт изобар.
Известны способы определения пластового давления по результатам гидродинамических исследований скважин и пластов на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. При исследованиях на установившихся режимах фильтрации расчет пластового давления производится по индикаторной диаграмме [Справочная книга по добыче нефти /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974].
К недостаткам данного типа исследований относится их большая продолжительность.
При исследованиях на неустановившемся режиме за искомый параметр принимается давление после окончания процесса исследования на восстановление (падение) давления. Время стабилизации давления в значительной степени зависит от коллекторских свойств пласта. Для скважин со средними и низкими дебитами (приемистостями) исследования этого типа также являются длительными. Продолжительная остановка скважин ведет к потерям в добыче нефти и увеличению эксплуатационных затрат.
Известен способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах [А.С. СССР № 1265303 А1, кл. Е 21 В 47/06, опубл. 23.10.1986], включающий закрытие скважины, регистрацию кривой восстановления давления, а также определение по формулам минимально необходимого времени закрытия скважины и пластового давления. Техническим результатом изобретения является уменьшение времени простоя скважины при исследовании. Однако для расчета пластового давления авторами используется основная формула упругого режима, которая справедлива только для определенных допущений. В частности, не учитывается влияние на кривую интерференции соседних скважин, которые изменяют динамику восстановления (падения) давления.
Наиболее близким к предлагаемому является способ определения пластового давления в нефтяной скважине [Пат. 2167289 РФ, МКИ Е 21 В 47/06, опубл. БИ № 14, 2001]. Способ включает остановку скважины, снятие при помощи глубинного манометра кривой восстановления давления, а также вычисление текущего приращения давления на начальном участке кривой для некоторой выбранной функции и последующей ее экстраполяции до момента времени, при котором разность давлений будет равна нулю.
Достоинством способа является снижение потерь добычи нефти за счет уменьшения времени снятия кривой восстановления давления.
К недостаткам относится погрешность, возникающая при экстраполяции функции за пределы интервала значений, внутри которого определялись коэффициенты функции. В связи с этим значения пластовых давлений, определенные данным способом, содержат ошибку, увеличивающуюся с уменьшением времени снятия кривой. Кроме этого, данный способ не учитывает влияние соседних скважин при большом времени исследований и различие в фильтрационных свойствах призабойной и удаленной зон пласта, которые изменяют динамику восстановления давления. Все эти факторы приводят к тому, что точность определения пластового давления является невысокой.
Технической задачей данного изобретения является снижение потерь добычи нефти и повышение точности определения пластового давления за счет учета результатов исследований соседних взаимовлияющих скважин и сокращения времени исследований.
Поставленная цель достигается описываемым способом определения пластового давления, включающим измерение забойного давления в работающей скважине, исследования по снятию кривой восстановления давления и последующую обработку результатов. Новым является то, что перед обработкой результатов дополнительно определяют дебит и приемистость скважин, используют результаты ранее выполненных или текущих исследований по снятию кривой восстановления или падения давления в соседних взаимовлияющих скважинах и расчет пластового давления производят по формулам
между нагнетательной и добывающей скважинами:
между добывающей и добывающей скважинами:
где Рпл - пластовое давление между скважинами [МПа];
Pн - текущее забойное давление в нагнетательной скважине [МПа];
P1,2 - текущее забойное давление в 1-й и 2-й добывающих скважинах [МПа];
Qн - текущая приемистость нагнетательной скважины [т/сут];
Q1,2 - текущий дебит 1-й и 2-й добывающих скважин [т/сут];
PI1,2 - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент продуктивности 1-й и 2-й добывающих скважин [т/(сут·МПа)];
РIн - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент приемистости нагнетательной скважины [т/(сут·МПа)],
по полученным значениям пластового давления строят карты изобар, с помощью которых осуществляют контроль и управление разработкой нефтяного месторождения.
Уравнения (1), (2) получены, исходя из условия применимости линейного закона Дарси для добывающих и нагнетательной скважин и равенства пластовых давлений между скважинами:
Способ осуществляется в следующей последовательности.
Вначале производится замер гидродинамических параметров соседних скважин – Q1, P1 и Qн, Рн или Q1, P1 и Q2, P2. В случае измерения уровня раздела жидкости и газа производится пересчет на забойное давление. Далее давления в разных скважинах приводят к единой отметке, например водонефтяному контакту. Рассчитываются по ранним или текущим гидродинамическим исследованиям - PI1, РIн или PI1, PI2. После этого по соответствующей из формул (1) или (2) определяется пластовое давление между скважинами.
Достоинством способа является повышение точности определения пластового давления и уменьшение потерь добычи нефти при исследованиях. Это достигается за счет учета результатов исследований соседних взаимовлияющих скважин.
Обычно определение давления следует проводить чаще по сравнению со снятием кривой восстановления (падения) давления. В интервалах между проведением исследований на неустановившихся режимах можно принять значения продуктивностей (приемистостей) практически неизменными.
Пример расчетов приведен ниже.
Для соседних добывающей № 26480 и нагнетательной № 26482 скважин измеряют забойное давление и приводят его к единому уровню - водонефтяному контакту – P1=7,03 МПа, Рн=14,62 МПа, определяют дебит – Q1=5,1 т/сут и приемистость Qн=80,0 т/сут. По последней точке кривой оценивают в первом приближении пластовое давление и приводят его к водонефтяному контакту - Рпл1=7,50 МПа, Pплн=8,25 МПа. При помощи формул (6) и (7):
рассчитывают коэффициенты продуктивности – PI1=10,9 т/(сут·МПа) и приемистости Р1н=12,6 т/(сут·МПа). Далее производится определение пластового давления между скважинами по формуле (1) - Pпл=7,54 МПа. В данном случае для наглядного сопоставления (фиг.1а) использованы результаты текущих измерений забойного давления во времени. В общем случае возможно использование коэффициентов продуктивности PI1 и приемистости РIн, определенных ранними исследованиями.
Для соседних добывающих скважин № 26480 и № 26481 измеряют забойное давление в работающей скважине и приводят его к единому уровню - водонефтяному контакту P1=7,03 МПа, P2=5,07 МПа, определяют дебит – Q1=5,1 т/сут, Q2=2,9 т/сут. По последней точке кривой восстановления давления оценивают в первом приближении пластовое давление и приводят его к водонефтяному контакту - Рпл1=7,50 МПа, Рпл2=6,90 МПа. При помощи формул (6), (8):
рассчитывают коэффициент продуктивности – PI1=10,9 т/(сут·МПа), PI2=1,58 т/(сут·МПа). Далее производится определение пластового давления между добывающими скважинами по формуле (2) - Рпл=7,70 МПа. В данном случае для наглядного сопоставления (фиг.1б) использованы результаты текущих измерений забойного давления во времени. В общем случае возможно использование коэффициентов продуктивности PI1, PI2, определенных ранними исследованиями.
Получаемые значения пластового давления обычно используют для построения карт изобар, при помощи которых производится принятие различных технологических решений по оптимизации процесса разработки. В качестве примера на фиг.2 приведена карта изобар для участка месторождения, построенная на основании данного способа.
Технико-экономическая эффективность способа заключается в снижении потерь добычи нефти и повышении точности определения пластового давления. Это позволяет повысить достоверность контроля и управления за разработкой нефтяного месторождения.
Claims (1)
- Способ определения пластового давления, включающий измерение забойного давления в работающей скважине, исследования по снятию кривой восстановления давления и последующую обработку результатов, отличающийся тем, что перед обработкой результатов дополнительно определяют дебит и приемистость скважин, используют результаты ранее выполненных или текущих исследований по снятию кривой восстановления или падения давления в соседних взаимовлияющих скважинах и расчет пластового давления производят по формуламмежду нагнетательной и добывающей скважинамимежду добывающей и добывающей скважинамигде рпл - пластовое давление между скважинами, МПа;рн - текущее забойное давление в нагнетательной скважине, МПа;P1,2 - текущее забойное давление в 1-й и 2-й добывающих скважинах, МПа;Qн - текущая приемистость нагнетательной скважины, т/сут;Q1,2 - текущий дебит 1-й и 2-й добывающих скважин, т/сут;PI1,2 - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент продуктивности 1-й и 2-й добывающих скважин, т/(сут·МПа);РIн - определенный ранними или текущими измерениями коэффициент приемистости нагнетательной скважины, т/(сут·МПа),по полученным значениям пластового давления строят карты изобар, с помощью которых осуществляют контроль и управление разработкой нефтяного месторождения.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002125343/03A RU2229592C1 (ru) | 2002-09-23 | 2002-09-23 | Способ определения пластового давления |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002125343/03A RU2229592C1 (ru) | 2002-09-23 | 2002-09-23 | Способ определения пластового давления |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002125343A RU2002125343A (ru) | 2004-03-27 |
RU2229592C1 true RU2229592C1 (ru) | 2004-05-27 |
Family
ID=32678942
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002125343/03A RU2229592C1 (ru) | 2002-09-23 | 2002-09-23 | Способ определения пластового давления |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2229592C1 (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 |
-
2002
- 2002-09-23 RU RU2002125343/03A patent/RU2229592C1/ru not_active IP Right Cessation
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2002125343A (ru) | 2004-03-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106600443A (zh) | 动态含水饱和度的油井产量劈分方法 | |
WO2007139448A1 (fr) | Procédé pour déterminer la taille des fissures se formant suite à une fracture hydraulique d'une formation | |
EP2013447A1 (en) | Method for production metering of oil wells | |
CN104680244B (zh) | 一种油气田产能预测方法及装置 | |
CN110397425A (zh) | 煤层气生产井井底流压控制系统及控制方法 | |
CN110969307B (zh) | 一种特高含水期油藏累产油量预测方法 | |
RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
RU2229592C1 (ru) | Способ определения пластового давления | |
RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
CN109918769A (zh) | 利用瞬时方程计算缝洞型油藏非稳态水侵水侵量的方法 | |
EP0286152B1 (en) | Matrix treatment process for oil extraction applications | |
RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
RU2453689C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2167289C2 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине | |
CN110939432A (zh) | 一种特高含水期油藏含水率预测方法 | |
RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
RU2289021C2 (ru) | Способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин | |
RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
US5679893A (en) | Determining the oil decline for an oil-producing reservoir | |
RU2240422C2 (ru) | Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта | |
RU2809029C1 (ru) | Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели на результаты масштабных газодинамических исследований | |
Hall | Analysis of gravity drainage | |
RU2731013C2 (ru) | Способ интерпретации краткосрочных гидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин с гидроразрывом пласта на неустановившемся режиме фильтрации | |
RU2774380C1 (ru) | Способ прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090924 |