Способ определения приближения газоводяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождени

 

Способ определения приближения газо водяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений. Сущность изобретения: в пробах газа определяют концентрацию в газе сероводорода, метана и двуокиси углерода. Определяют коэффициент кислотности и градиент измерения коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности за период эксплуатации скважины, а изменение положения газоводяного контакта определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности. По удельному приращению коэффициента кислотности Определяют объем внедрившейся воды при водонапорном режиме . 1 з.п. ф-лы, 1 ил. С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)з Е 21 В 43/32

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4479270/30 (22) 10.09.88 (46) 30.04.92. Бюл. ¹ 16 (71) Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов (72) Ю.В.Терновой, В.И.Гладков, А.Ф.Ильин и О.И.Серебряков (53) 622.276(088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 968351, кл. Е 21 В 43/00, 1981, Журов Ю.А. Оценка положения нижней границы работающего интервала скважины

Оренбургского месторождения. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.— Реф. сб., 1977, N 8, с. 23—

29. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИБЛИЖЕНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА К СКВАЖИНЕ ПРИ PA3РАБОТКЕ

АНОМАЛЬНО-СЕРНИСТЫХ И ВЫСОКОУГИзобретение относится к разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений в условиях упругого и водонапорного режимов и может быть использовано в отраслях нефтяной и газовой промышленности.

В качестве аналога принят способ определения приближения газоводяного контакта к скважине путем отбора проб и определения количественного содержания в них меркаптанов. Причем по увеличению их содержания судят о степени приближения воды к забою скважины.

Недостатками указанного способа являются отсутствие в определении количественных характеристик о глубине залегания

» Ы,,, 1730440 А1

ЛЕКИСЛЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57) Способ определения приближения газоводяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений. Сущность изобретения: в пробах газа определяют концентрацию в газе сероводорода, метана и двуокиси углерода. Определяют коэффициент кислотности и градиент измерения коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности за период эксплуатации скважины, а изменение положения газоводяного контакта определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности. По удельному приращению коэффициента кислотности Определяют объем внедрившейся воды при водонапорном режиме, 1 з.п. ф-лы, 1 ил. газоводяного контакта (ГВК); малые концентрации меркаптанов, приводящие к.большим относительным ошибкам в определении их содержания, а также сложность такого определения (в частности, потери меркаптанов за счет растворения в жидкой фазе устьевой пробы газоконденсатной смеси, их нестабильность как неустойчивых сероорганических соединений в последней): невозможность применения при упругом режиме; ограниченность применения, обусловленная необходимостью . наличия конденсатной оторочки, при региональном продвижении последней на завершающей стадии разработки в условиях водонапорного режима.

1730440

40

50

55 о ся. Так как растворимость сероводорода в тяжелых углеводородах весьма высока и

В качестве прототипа принят способ определения положения нижней границы работающего интервала скважины газожидкостного месторождения относительно газоводяного контакта, включающий установление для конкретного месторождения зависимости показателя состава газа от глубины, определение текущего значения этого показателя путем отбора и анализа проб газа и расчет по этой зависимости текущего расстояния газоводяного контакта от нижней отметки вскрытого интервала. В качестве показателя состава газа используют концентрацию сероводорода.

Недостатками указанного способа являются: ограничение применимости — способ применим для газоконденсатных месторождений с нефтяной или конденсатной оторочкой и не дает результата для чисто газоконденсатных месторождений при отсутствии оторочки из жидких углеводородов; решение задач частного характера— определение степени вскрытие пласта для обеспечения безводного дебита скважин, оценка расположения нижней границы работающего интервала относительно подстилающей воды; отсутствие учета динамики ГВК в процессе эксплуатации залежи при изменяющихся градиентах геохимических показателей; отсутствие количественных оценок по обьемам внедрившихся вод.

Цель изобретения — повышение эффективности способа при упругом и водонапорном режимах.

Поставленная цель достигается известным способом, включающим периодический отбор проб газа и последующий их анализ на концентрацию в газе сероводорода (СН25), в котором дополнительно определяют концентрацию в газе метана (Ссн4 ) и двуокиси углерода (Cco2 ), а по отношению концентрации метана к сумме концентраций сероводорода и двуокиси углерода находят коэффициент кислотности (Ккт), определяют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменения коэффициента кислотности (Гк) и приращение коэффициента кислотнасти (Ь Ккт) за период эксплуатации скважины, а приближение

ГВК к Скважине определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности.

Причем при водонапорном режиме объем внедрившейся воды определяют и формуле

4К д V Z Рат Тпл

Об — А

Тст Рср где А — коэффициент пропорциональности для зависимости V=f (акт); .

V — объем добываемой пластовой смеси, нм;

Ккт Ккт

2 1

ЛКуд= „— удельное приращеКкт ние коэффициента кислотности;

Z — коэффициент сверхсжимаемости газа;

Рлт — атмосферное давление, МПа;

Tnn — пластовая температура, К;

Pcp — среднее давление в зоне конуса обводнения, МПа, При формировании аномально-сернистых и высокоуглекислых газовых и газоконденсатных месторождений устанавливаются определенные соотношения парциальных давлений компонентов пласто вой газовой смеси, содержащихся в залежи, с одной стороны, и растворенных в пластовых водах, с другой, Эти взаимосвязанные .соотношения регулируются растворимостью компонентов в указанных средах. Поскольку растворимость в воде сероводорода и двуокиси углерода в десятки раз выше растворимости метана, то в залежи парциальные давления в направлении к газоводяному контакту для кислых газов снижаются, а для метана увеличиваются.

Таким образом, диффузия кислых компонентов направлена из залежи в воду, а метана — из воды в залежь, что обусловливает снижение концентрации кислых газов и увеличение содержания метана в указанном направлении. Именно в этом находит теоретическое обоснование закономерность увеличения коэффициента кислотности газа, например, Астраханского ГКМ в направлении от кровли продуктивного пласта к гэзоводяному контакту. В основе выявленных закономерностей распределения газовых компонентов по вертикальному. разрезу залежи лежат фактические содержания кислых и углеводородных компонентов в пластовых системах. Установлено, что в сводовой части залежи содержание тяжелых углеводородов. в особенности Cs с высшими увеличивается по сравнению с нижележащими зонами залежи. В направление к ГВК содержание С5 с высшими уменьшается, В соответствии с этим доля метана по направлению к ГВК увеличивает1730440

Таким образом, вершина конуса обводнения находится на расстоянии: 4070 м—

3965 м = 105 м от нижней дыры интервала перфорации, т.е. имеется большой запас

5 толщины продуктивной части пласта, обеспечивающий безводную продукцию скважины.

GB =

„8,03 10 90 10 1,097 0,101 383

293 55 9

= 18,7 10 м

Пример 2. Скважина 84 Астраханского ГКМ. Интервал перфорации 4010-4005 м.

Находится в эксплуатации с января 1987 r.

Скважиной 84 извлечено 0,7 млрд. м плаз стовой смеси, Пробы газа отобраны: 1-я — в марте 1987 г„2-я — в марте 1989 r. Добыча газа за период с марта 1987 по март 1989 r. составила 475 млн. м газа при темпе отбора 20 з млн. м в месяц.

Состав газа 1-й пробы: метан — 48,0 мол.

%; сумма кислых компонентов — 46,3 мол. %;

К кт= 1, 037.

Состав газа 2-й пробы: метан — 49,1 мол.

%; сумма кислых компонентов — 42,8 мол. %;

Ккт=1,15, Приращение коэффициента кислотности газа за рассматриваемый период соста35 вило:

ЛКкт=0.1 13 ЬКуд=0,109, Другие исходные данные по скважине

84:

Р =51,8 МПа

40 Рааб=46.7 МПа

Р,p=50,1 МПа

Z=1,P29

ГВКнач=4080 M

Гк=9,5 10 езд, на 1 м

45 V=475 млн. м газа при темпе отбора 20 млн. м,в месяц, Ра =0,101 МПа

Тст=293 K

Тпл=383 К

50 А=О,З

ГВ Ктекущ=

0,11 55

ГВКтекущ=4082 — 4082 M—

95 10

-12 м = 4070 м. превышает его растворимость в воде, концентрация сероводорода в сводной части месторождения увеличивается, и в соответствии с уменьшением количества С5 с высшими вниз Ilo разрезу залежи концентрация сероводорода в газах в направлении к ГВК снижается. Такому снижению концентрации сероводорода способствует и его диссипация из залежи в пластовые воды вследствие более высоких

его парциальных давлений в газовой залежи по сравнению с парциальными давлениями в подошвенных водах, Наиболее четкая картина описанного отмечается в нижней приконтактной зоне залежи.

Вследствие такого распределения углеводородов и кислых компонентов по разрезу залежи отношение метана к кислым газам приобретает вид, изображенный на чертеже.

Пример 1. Скважина 101 Астраханского ГКМ. Интервал перфорации 39653849 M. Находится в эксплуатации с апреля

1987 г. Скважиной извлечено 0,7 млрд. м пластовой смеси. Пробы газа отобраны: 1-я — в марте 1989 r., 2-я — в июле 1990 г, Добыча за период с марта 1989 г. по июль 1990 г, составила 0,09 млрд. м газа, Состав газа 1-й пробы; метан — 53,3 мол, %; сумма кислых компонентов — 38,9 мол, о!

Значение коэффициента кислотности—

1,37.

Состав газа 2-й пробы: метан — 54,8 мол, %, сумма кислых компонентов — 37,1 мол, %.

Значение коэффициента кислотности—

1,48.

Приращение коэффициента кислотности; ЛКкт=0,11; Л Куд=8,03 10

-2

Другие исходные данные по скважине

101.

Рпл=58,2 МПа

Рааб=51,2 МПа

Рср=55,9 МПа

Z=1,О97

ГВКнач=4082 м

Гк=9,5 .10 з ед на 1 м

V=90 млн. м газа при темпе отбора 6 з млн. м в месяц

Рат=0,101 МПа

Тст=293 К.

Тпл=383 К

А=1

0,113

=4080 — 4080 м — 12 м = 4068 м

9,5 10

Вершина конуса обводнения находится на расстоянии 4068 м — 4010 м =. 58 м от нижней дыры интервала перфорации и имеет достаточный запас газонасыщенной

1730440 мощности, обеспечивающей безводную продукцию скважины 84, 0,109 475 i o 1,029 0,101 383

293 50,1

= 42 10 мз.

Сравнение результатов расчетов по скважинам 101 и 84 Астраханского ГКМ показывает, что при одинаковых величинах в обеих скважинах высоты конуса обводнения (12 м) в скважине 84 объем внедрившихся вод более чем в 2 раза превышает объем воды по скважине 101. Разницу можно обьяснить за счет различия площадного размещения конуса подошвенной воды — в скважине 84 конус воды имеет более развитое основание и пологу о вершину, в скважине 101 основание конуса меньше по . размерам, а вершина его более острая.

Можно заключить, что в скважине 101 харак :,р обводнения более локальный, чем в скважине 84.

По прототипу не представляется возможным теоретически обосновать и практически вычислить параметры обводнения скважин 101 и 84, поскольку для аномальносернистых и высокоуглекислых месторождений, не имеющих огорочки из жидких углеводородов, закономерность изменения

r0o ö ll f Ãèöèè сероводорода В направлении к 1 Ы t(Ооратно пропорциональнэл, f2poToTplfl

>ке базируется на прямо пропорциональной связи зависимости концентрации сероводорода От глубины залегания обьекта, Формула изобретения

1. Способ определения приближения газоводяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений, включающий периодический отбор проб газа

25 д А6Кд V Z Par Tnn

Оц — А

Тст Рcp где А — коэффициент пропорциональности

30 для зависимости с.

V= (h, Ккт), V — обьем добываемой пластовой смеси, 35

Kêò Kêò г

ЛКуд=, — — удельное приращеКкт ние коэффициента кислотности;

40 Z — коэффициент сверхсжимаемости газа;

Рат — атмосферное давление, МПа;

Тп — пластовая температура, К;

Тст — стандартная температура, К;

45 Pcp — сРеднее давление в зоне конУса обводнения, МПа. и последующий их анализ на концентрацию в газе сероводорода, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при упругом или водонапорном ре5 жимах, в отобранных пробах газа дополнительно определяют концентрацию в газе метана и двуокиси углерода, а по отношению концентрации метана к сумме концентрации сероводорода и двуокиси углерода

10 находят коэффициент кислотности (Ккт),определяют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменения коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности Ь К«за период

15 эксплуатации скважины, а приближение f азоводяного контакта к скважине определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности.

20 2, Способ по и, 1, отличающийся тем, что при водонапорном режиме объем

Ов внедрившейся воды определяют по формуле

Составитель А.Шведова

Редактор А.Маковская Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С.Лыжова

Заказ 1503 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина. 101