Способ определения пластового давления нефтяных и газовых залежей

(51) 21 1/30 (2006.01) 21 47/06 (2006.01) 21 47/00 (2006.01) МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ объединенных в один объект разработки, что позволяет разработать эффективные геологотехнические мероприятия с учетом фактического энергетического состояния пластов, а также позволяет эксплуатировать добывающие скважины на оптимальном режиме. Сущность способа заключается в определении текущего пластового давления каждого пласта в отдельности в части добывающих и во всех нагнетательных скважинах путем режимного исследования (рис.1) и уточнить пластовое давление в отдельных временных контрольных скважинах,где перфорируется только один из пластов объекта разработки. Кроме того, при предлагаемом способе добывающие и нагнетательные скважины не закрываются, что позволяет значительно увеличить коэффициент эксплуатации скважин, а временные контрольные скважины закрываются только на время замера пластового давления.(76) Сисембаев Куаныш Джолжанович Досмухамбетов Махамбет Джолдаскалиевич Сисембаев Абзал Куанышевич(56) Фаттахов Б.З. и Фаттахов Р.Б. О проблеме энергоснабжения при разработке нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 5, 1998 г,с.3-6(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных и газовых месторождений. Способ позволяет определить текущее пластовое давление в пластах, различающихся по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, но Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных и газовых месторождений. Известен способ контроля за разработкой нефтяной залежи (Фаттахов Б.З, и Фаттахов Р.Б. О проблеме энергоснабжения при разработке нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство,5, 1988 г., с.3-6). Сущность известного способа заключается в том,что предел эксплуатации скважин определяют исходя из энергетических затрат рассчитывают энергетический эквивалент 1 т добываемой нефти и газа и путем вычета из него энергии, затрачиваемой на добычу, транспортировку, подготовку и переработку, определяют количество энергии,которое может быть использовано в народном хозяйстве. Решением о продолжении эксплуатации или отключении скважины из разработки принимают из условия, что энергетические затраты на добычу нефти и газа не должны превышать их энергетический эквивалент. Недостатком данного способа является его низкая точность. Во-первых, отсутствуют надежные данные по затратам на конкурентную скважину, а использованием осредненных данных приводит к ошибочным выводам. Во-вторых, энергетический критерий не может быть использован в полной мере в рыночной системе цен, когда стоимость товаров и услуг в конкретный момент времени обусловлена не энергетическим эквивалентом, а динамикой спроса и предложений. В-третьих, закрытие скважин по энергетическому критерию не учитывает систему и параметры разработки месторождения (объекта разработки), что может привести к потерям в охвате и извлечения запасов нефти и газа. Контроль текущего энергетического состояния разрабатываемых залежей является святой обязанностью недропользователей. От достоверности определения текущих пластовых давлений зависят успешность процесса разработки,эффективность намечаемых геолого-технических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Известный способ не позволяет достичь этой цели по ряду причин, в т.ч. Во-первых, нефтяные и газовые месторождения являются многопластовыми(горизонты) и эти пласты отличаются по коллекторским свойствам. Порою эти различия достигают значительных величин. Несмотря на это,по экономическим соображениям, несколько таких горизонтов, объединяются в отдельный объект разработки. Безусловно, при разработке в связи с разными темпами отбора запасов из них текущие пластовые давления в них различаются, возможно,существенно. Во-вторых, даже один горизонт, являющийся отдельным объектом разработки, часто бывает многослойным,также различающимся коллекторскими свойствами. В процессе разработки текущие пластовые давления в них также могут быть разными. Задачей изобретения является - минимизация потерь при добыче нефти и газа, с учетом того, что в многопластовых объектах разработки непосредственное определение пластового давления прямым замером практически невозможно и при этом добывающие скважины закрываются на продолжительное время. Сущность предлагаемого способа заключается в следующем- в действующих скважинах, как в добывающих,так и в нагнетательных, прямые замеры пластового давления не производят- прямые пластовые давления замеряют только в контрольных скважинах, количество которых составляют порядка 10 от общего фонда действующих скважин. В контрольных скважинах перфорируется только один из пластов разрабатываемого объекта (в одной только 1 пласт,в другой следующий пласт и т.д.). Контрольные скважины после замера пластового давления могут быть подключены под добычу нефти. Эти скважины должны быть оборудованы таким образом, чтобы была возможность спуска в них глубинных манометров- пластовые давления в нагнетательных и добывающих скважинах определяют не прямым методом, а по результату режимных исследований. При этом на каждом режиме замеряются забойные давления в середине интервала перфорации каждого пласта, определяются объемы поглощения или притока в каждом пласте глубинным дебиметром. Количество режимов должно быть 3-4. По каждому режимному исследованию строится индикаторная кривая зависимости дебитов от забойных давлений,по пересечению которой с осью давлений определяется текущее пластовое давление(см.фиг.1). Корректность определения пластового давления по этой методике контролируется имеющимися близко расположенными контрольными скважинами, где перфорируются только один пласт- основной объем определения текущего пластового давления с помощью режимных исследований должно быть в нагнетательных скважинах. Это связано с тем, что в стволе скважины присутствует однородная жидкость и точность определения объема поглощения в каждом пласте более высокая, также спуск в скважину измерительных приборов (глубинных манометров,дебитометров) не представляет трудности. В нагнетательных скважинах определение текущего пластового давления может чередоваться методом излива или поглощения. При этом достигается очищение призабойной зоны от привнесенных механических частиц определение фактического текущего пластового давления в нагнетательных скважинах даже важнее, чем определение пластового давления в добывающих скважинах. Именно истинное значение пластового давления в нагнетательных скважинах показывает эффективность применяемой системы поддержания пластового давления (ППД),позволяет провести своевременное геолого 29757 техническое мероприятие, прежде всего, определить интервал ГРП, или же ограничения приемистости,где фиксируется чрезмерно аномальное пластовое давление по сравнению с другими пластами совместно разрабатываемыми с этим пластом. Другими словами значительно возрастает эффективность системы ППД за счет мероприятий,основанных на знании достоверных данных пластовых давлений по пластам- подбор добывающих скважин для оценки текущего пластового давления в пластах подбирается из следующего принципа- превышение значения текущего забойного давления над давлением насыщения нефти газом. Контроль текущего пластового давления осуществляется закрытием скважины на определенное время для восстановления пластового давления. Основной объем замеров пластового давления осуществляется в добывающих скважинах. При этом имеет место следующее- из-за различных пластовых давлений в отдельных пластах время замера пластового давления недопустимо затягивается из-за различия пластового давления между очередными замерами с ошибочным мнением о недовосстановленности пластового давления. Иногда продолжительность ожидания пластового давления доходит до нескольких суток, даже месяцев. Например, на месторождении Алибекмола велось наблюдение за пластовым давлением в скважинах в течении апрель-июнь месяцев 2008 года в скважине 118 пластовое давление выросло с 158,4 атм ло 176 атм за 1226 часов, по скважине 134 - от 177,8 атм до 195,5 атм за 1274 часа и т.д.- различие пластовых давлений в различных слоях или горизонтах в составе одного эксплутационного объекта установлены на месторождениях Тенгиз и Карачаганак. При исследованиях в оставленных скважинах методомповсеместно обнаружены перетоки между пластами. К сожалению, количественную оценку различия пластовых давлений между пластам установить не удается, т.к. известный способ не позволяет сделать этого. Вышесказанное показывает о том, что все попытки установить текущее пластовое давление в пластах или объектах разработки бесполезны отнимает много времени и самое главное - приводит к ложным результатам. Следовательно, при исследованиях скважин известным способом невозможно установить оптимальный режим эксплуатации скважин. Доказать этого не сложно. Гипотетически очень близко расположенные друг к другу три пласта. В первом пласте коэффициент продуктивности равен 1 т/сутбар, во втором - 2 т/сутбар, а в третьем - 5 т/сутбар. Во всех пластах начальное пластовое давление равно - 100 бар (если бы эти пласты расположились бы друг от друга на определенном расстоянии это ничего бы не изменило. При забойном давлении выше давления насыщения все давления можно привести к одной отметке). В начальном этапе при забойном давлении 50 бар скважина работала бы с дебитом (125)(10050)400 т/сут. При определенном времени пластовые давления в пластах изменились, о которых мы не знаем. Допусти, что в первом пласте оно стало 95 бар, во втором - 90 бар, а в третьем - 80 бар. Забойное давление поддерживается на первоначальном уровне - 50 бар. Тогда общий дебит составил бы 1(95-50)2(90-50)5(80-50)275 т/сут. Поскольку мы не знаем о количественных изменениях пластовых давлении в конкретных пластах, обычно принимаются они в одном значении, то вычислением имеем текущее пластовое давление в залежи Рпл 100-275(125) 65,625 бар. Как видно, расчетное пластовое давление близко не подходит истинным пластовым давлениям в пластах. Из этого примера можно заключить следующее- в многопластовых объектах разработки, как это часто бывает на практике, для замера истинного пластового давления потребуется значительное время- даже при этом невозможно оценить истинное текущее пластовое давление- из этого следует, что на практике нефтяники руководствуются недостоверными информациями о важном текущем параметре объекта разработки - о пластовом давлении, что приводит к многим нежелательным последствиям, в первую очередь при выборе технологических режимов эксплуатации скважин. Например, в вышеприведенном примере можно установить забойное давление 45 бар (давление насыщение 40 бар), тогда дебит скважины составил бы 1 50245535315 т/сут. Могло быть другое по первым двум пластам текущее пластовое давление такое же, как мы принимаем, а по третьему - текущее пластовое давление 40 бар, забойное давление 45 бар. Тогда текущий дебит будет 150245140 т/сут. По расчету забойное давление можно еще снизить на 56 бар, поскольку мы еще не знаем о пластовом давлении в третьем объекте. Обычно нефтяники так и поступают. При этом мы допустили бы непоправимую ошибку, дали бы развитию в третьем пласте внутрипластового разгазирования, т.е. снижению конечного КИН. Этот пример показывает, что для установления оптимального режима эксплуатации добывающих скважин очень важно знать истинное текущее пластовое давление в пластах, в отдельных слоях, в объектах разработки. Кроме того, на практике при замере пластового давления имеет место большое различие в значениях пластового давления в соседних нагнетательных и добывающих скважинах (в одной ячейке), чего нельзя объяснить теорией подземной гидродинамики. Это могло быть только из-за различия пластового давления в отдельных пластах. Порою такие различия могут привести к 3 планированию неэффективных геолого-технических мероприятий. Учитывая, что в многопластовых объектах разработки непосредственное определение пластового давления прямым замером практически невозможно и при этом добывающие скважины закрываются на продолжительное время, что влечет за собой потери в добыче нефти, предлагается новый способ. Предлагаемый способ позволяет- более достоверно определить текущее пластовое давление в отдельных пластах объекта разработки позволяет значительно увеличить коэффициент эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, предохраняет от возникновения в пласте режима растворенного газа, что в конечном итоге способствует достижению большого КИН. Достоверное знание текущего пластового давления по каждому пласту дает возможность установить оптимальное забойное давление,в целях недопущения проявление режима растворенного газа- достоверное знание текущего пластового давления и их динамики во времени, кроме того,дает возможность принять своевременное решение о корректности объединения данных пластов в один объект разработки, что позволяет принять своевременные меры по совершенствованию процесса разработки на основе пересмотра выделения объектов разработки и внесения корректировки в технологию позволяет оптимизировать объемы исследовательских работ, исключает производство неэффективных и ненужных исследований, улучшает качество проводимых исследовательских работ, снижает затраты на гидродинамические исследования. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ определения пластового давления нефтяных и газовых залежей, включающий определение предела эксплуатации скважин, исходя из энергетических затрат, принятие решения о продолжении эксплуатации или отключении скважины из разработки из условия, что энергетические затраты на добычу нефти и газа не должны превышать их энергетический эквивалент,отличающийся тем, что пластовые давления в нагнетательных и добывающих скважинах определяют по результату режимных исследований,на каждом режиме замеряют забойные давления в середине интервала перфорации каждого пласта,определяют объемы поглощения или притока в каждом пласте глубинным дебитомером, по каждому режимному исследованию строят индикаторную кривую зависимость дебитов от забойных давлений, по пересечению которой с осью давлений определяется текущее пластовое давление,в стволе скважины присутствует однородная жидкость, текущие пластовые давления определяют в части добывающих и во всех нагнетательных скважинах, которые не закрывают в процессе разработки, путем режимных исследований во всех пластах объекта и уточняют сетью временных контрольных скважин, которые закрывают только на время замера, пластового давления, где перфорируется только один из пластов.