1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) A4 (11) 29757
(51) E21B 1/30 (2006.01)
E21B 47/06 (2006.01)
E21B 47/00 (2006.01)
МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ
(21) 2014/0650.1
(22) 13.05.2014
(45) 15.04.2015, бюл. №4
(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, 1998г,
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
объединенных в один объект разработки, что
позволяет разработать эффективные геолого-
технические 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.
(19)KZ(13)A4(11)29757

2. 29757
2
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, 1988г., 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-

3. 29757
3
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:
- возможность спуска в скважину глубинных
приборов;
- 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 методом
PLT повсеместно 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/сут*бар, во
втором - 2 т/сут*бар, а в третьем - 5 т/сут*бар.
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 (1+2+5)*(100-
50)=400т/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:(1+2+5)=
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 *50+2*45+5*35=315 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: 1*50+2*45=140 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

4. 29757
4
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.
Верстка Ж. Жомартбек
Корректор К. Сакалова