Спосіб дослідження нафтової свердловини

Спосіб дослідження нафтової свердловини, що включає реєстрацію темпу відновлення тиску в свердловині, закритій після відбору продукції протягом деякого часу, який відрізняється тим, що після стабілізації тиску в закритій свердловині її відкривають, випускають вільний газ і повторно закривають, після чого реєструють криву відновлення тиску, а фільтраційні характеристики пласта у привибійний (ближній) та віддаленій зонах визначають за формулою: 38597 Vг — об'єм стовбура свердловини, який займає вільний газ перед випуском, м 3; Т — тривалість випуску газу, хв.; із, iп — кутові коефіцієнти прямолінійних відрізків графіка відновлення тиску, побудованого в коор фіцієнтом стисливості та відсутність вільного газу. У практиці дослідження нафтових свердловин зазначені умови часто відсутні, насамперед у тих свердловинах, видобуток з яких ведеться при вибійних тисках близьких до тиску насичення нафти газом. При цьому у стовбурі свердловини проходить виділення з нафти газу, частина якого накопичується у затрубному просторі. За таких умов ріст тиску після закриття свердловини сповільнюється, особливо на початковій стадії, а отримана при цьому крива відновлення втрачає інформативність відносно фільтраційних параметрів привибійної зони та вносить похибку у значення розрахованих на її основі фільтраційних характеристик продуктивних пластів. Одним з шляхів підвищення інформативності кривих відновлення тиску відносно фільтраційних характеристик пластів для нафтових свердловин є створення таких умов, при яких ріст тиску після закриття свердловини проходив би за відсутності у стовбурі вільного газу. Технологія реалізації способу передбачає таку послідовність операцій: закриття свердловини для замірювання пластового тиску; після стабілізації тиску фіксують величини тисків на гирлі свердловини (буферний — Рб , і затрубний — Рэт) і проводять поінтервальний замір тиску у стовбурі свердловини; на основі поінтервального заміру визначають пластовий тиск — Рпл на глибині продуктивного пласта і поінтервальному заміру густини суміші (нафта + газ) всередині насосно-компресорних труб (НКТ); на основі зміни густини суміші в НКТ визначають інтервал — DНтр, заповнений газом; використовуючи співвідношення між величинами буферного і за-трубного тиску визначають інтервал затрубного простору — DНзт, який заповнений вільним газом: динатах у=Pt x = lg T + t , відповідно для приви t бійної та віддаленої зон фільтрації навколо свердловини; Pt — поточний тиск у свердловині на момент часу ї після її закриття, МПа. Суттєвими відмінними ознаками винаходу є: після стабілізації тиску в закритій свердловині її відкривають, випускають вільний газ і повторно закривають, після чого реєструють криву відновлення тиску, а фільтраційні характеристики пласта у привибійній (ближній) та віддаленій зонах визначають за формулою: e з = 300 Vг і зТ e п = 300 Vг і пТ де: eз — гідропровідність пласта для привибійної (ближньої) зони, мкм 2×см/мПа×с; eп — гідропровідність пласта за межами привибійної зони, мкм 2×см/мПа×с.; Vг — об'єм стовбура свердловини, який займає вільний газ перед випуском, м 3; Т — тривалість випуску газу, хв.; із, iп — кутові коефіцієнти прямолінійних відрізків графіка відновлення тиску, побудованого в координатах у=Pt x = lg T + t , відповідно для приви t бійної та віддаленої зон фільтрації навколо свердловини; Pt — поточний тиск у свердловині на момент часу ї після її закриття, МПа. Для визначення фільтраційних параметрів нафтових пластів широко використовується рівняння Хорнера, що описує процес відновлення тиску у закритій свердловині і виражає величину втрат тиску для подолання опорів у порах пластів на шляху фільтрації продукції до вибою свердловини: Pt = Pпл - 0,208 Q T +t b lg e t DHэт = DН тр Р зт Рб (2), - на основі значень DНтр і DНзт визначають об'єм вільного газу у сто вбурі свердловини: Vг = (Fтр × DHтр + Fзт × DНзт ) ×10 -4 (3), де: Vг — об'єм вільного газу у стовбурі свердловини, м; FТ П і Fзт — площа поперечного перерізу тр убного і затрубного просторів, м 2; DНтр і DНзт — величини інтервалів трубного і затрубного просторів, заповнених вільним газом, м; — відкривають свердловину і проводять випуск з трубного та затрубного просторів вільного газу, при цьому кінець випуску газу відповідає початку виходу нафти; після випуску вільного газу повторно закривають свердловину для реєстрації відновлення тиску; використовуючи криву відновлення тиску будують графік відновлення тиску в (1), де Рt — вибійний тиск на момент часу t після закриття свердловини, МПа; Рпл — пластовий тиск, рівний вибійному тиску, після його стабілізації у закритій свердловині, МПа; Q — дебіт свердловини перед її закриттям, м 3/добу; b — об'ємний коефіцієнт для нафти в пластових умовах, Мпа-1; kh - гідропровідність пластів, мкм 2×см/мПа×с; e= m k — проникність пластів, мкм 2; h — ефективна (охоплена фільтрацією) товщина пластів, см; m — в'язкість нафти в пластових умовах, мПа×с; Т — тривалість відбору продукції перед, закриттям свердловини. Однією з умов отримання якісної інформаційної кривої відновлення тиску для визначення фільтраційних параметрів пласта і привибійної зони є наявність у свердловині рідини з незначним кое координатах Р = f æ lg T + t ö (фіг. 1); використовуюç ÷ t è t ø чи кутові коефіцієнти прямолінійних відрізків графіка відновлення тиску для привибійної зони — із (відрізок І) та віддаленої зони — іп (відрізок ІІ) визначають гідропровідність відповідно для привибійної зони: 2 38597 e з = 300 Vг із Т і пластів за межами привибійної зони: e п = 300 буди заповнені газом перед відкриттям свердловини: Vг=Vзт+Vтр . Підставляючи їх значення у формулу (3), одержуємо: Vг=(82,8×477+30,2×400)×10-4=5,16 м 3. (4), Vг іп Т Таблиця 2 (5), де: Т — тривалість випуску газу, хв..; t — тривалість з моменту закриття свердловини, хв..; Vг — об'єм випуску газу, м 3. Приклад реалізації способу. Свердловина № 101. Інтервал перфорації продуктивного пласта 1339-1417 м. Глибина спуску НКТ — 1340 м. Тривалість стабілізації тиску після закриття свердловини — 48 год. Величини стабілізованих тисків після закриття свердловини: буферний — 5,74 Мпа; затрубний — 6,86 Мпа; пластовий — 13,3 МПа на глибині 1340 м. Результати поінтервального заміру тиску у стовбурі свердловини після стабілізації буферного і затрубного тисків наведені в табл. 1. Результати реєстрації відновлення тиску Тривалість відновлення тиску, t, хв МПа. 0 Глибина за- Тиск на глибині міру, м заміру, МПа 0 100 200 300 400 500 600 700 800 1000 1200 1340 5,74 5,87 6,01 6,16 6,32 6,98 7,68 8,41 9,16 10,68 12,22 13,30 Густина суміші між інтервалами заміру, кг/м 3 13,25 14,27 15,29 1,31 673,0 713,8 744,4 764,8 775,0 785,2 786,6 9,95 10,50 11,30 11,80 12,10 1230 12,50 12,65 12,70 12,75 12,79 12,83 1,431 1,146 0,985 0,875 0,727 0,628 0,501 0,419 0,362 0,318 0,285 0,258 12,87 0,236 lg = T +t t Примітка Свердловина закрита Кінець реєстрації Побудований на основі табл. 2 графік відновлення тиску (див. рисунок і) свідчить про наявність на шляху фільтрації продукції до вибою свердловини двох зон (привибійна та віддалена) з різними значеннями провідності пластів. Підставляючи значення кутових коефіцієнтів прямолінійних відрізків графіка відновлення тиску у формули (4) і (5) визначаємо гідропровідність для відповідних зон фільтрації навколо свердловини: для привибійної зони: для На основі поінтервальних замірів тиску у стовбурі свердловини (фіг. 2) визначено інтервали, заповнені газом перед відкриттям свердловини для випуску газу: в насосно-компресорних трубах: DНтр = 400 м; в затрубному просторі (формула 2): D Нзт = 400 90 Результати поінтервального заміру тиску 9,40 2,5 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60.0 70,0 80,0 Таблиця 1 Вибійний тиск на глибині 1340 м, МПа e з = 300 пластів 5,16 = 3,6мкм 2 × см / мПа × с ; 6,6 × 65 за межами привибійної зони: 5,16 e п = 300 = 17 мкм 2 × см / мПа × с . 1,4 × 65 Таким чином, співвідношення між провідністю для віддаленої та при вибійної зон фільтрації становить 4,7. Наявність погіршеної гідропровідності привибійної зони є підставою для планування заходів з метою підвищення її фільтраційної здатності та збільшення продуктивності свердловини. Таким чином, застосуванням даного способу дослідження свердловини досягається технічний результат винаходу, а саме — можливість отримання достовірної інформації відносно фільтраційних параметрів для привибійної та віддаленої зон фільтрації за наявності у стовбурі свердловини нафти і вільного газу. 6,86 = 477м . 5,74 Після поінтервального заміру тиску свердловина була відкрита для випуску газу послідовно з трубного і затрубного просторів. В процесі випуску газу з затр убного простору проведено спуск глибинного манометра на 1340 м для реєстрації зміни вибійного тиску. З появою на виході з затруєного простору нафти свердловина була закрита для реєстрації кривої відновлення тиску (табл. 2). Загальна тривалість випуску газу — 65 хв. Об'єм випущеного з свердловини газу складається з об'ємів трубного і затрубного просторів, які 3 38597 Фіг. 1 4 Фіг. 2 38597 5 38597 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 6