Способ определения положения газожидкостного контакта залежей углеводородов

 

Изобретение относится к геологии нефти и газа. Цель - повышение точности. Бурят скважину в жидкостной части залежи. Испытывают продуктивный горизонт и отбирают пробы жидкости. Определяют плотность жидкости, растворенного в ней газа и давление насыщения, а абсолютную отметку газожидкостного контакта H<SB POS="POST">г.ж.к</SB> определяют из выражения H<SB POS="POST">г.жк</SB>=H+2,3P<SB POS="POST">н</SB>LG(P<SB POS="POST">н.о</SB>/P<SB POS="POST">н</SB>)/G (γ<SB POS="POST">ж</SB>-γ<SB POS="POST">г</SB>, где H - абсолютная отметка середины интервала испытания продуктивного горизонта, м

γ<SB POS="POST">ж</SB>, γ<SB POS="POST">г</SB> - плотность соответственно жидкости и газа, г/см<SP POS="POST">3</SP>

G - ускорение свободного падения, м/с<SP POS="POST">2</SP>

P<SB POS="POST">н</SB> - давление насыщения в интервале испытания, МПа

P<SB POS="POST">н.о</SB> - прогнозное давление насыщения (пластовое давление) в газовой части залежи углеводородов, МПа. Данный способ позволяет определять положение газожидкостного контакта при наличии только одной скважины в жидкостной зоне, непосредственно контактирующей с газовой.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) А1 (51) 4 Е 21 В 49/08

g. : (, @any g g - "ия

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCKOMY СВИ4ЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4314293/23-03 (22) 09 ° 10. 8 7 (46) 30.06.89. Бюл. 11 24 (71) Грозненский нефтяной институт им.акад. М.Д.Миллионщикова (72) А.И.Хребтов, Ю.A,Стерленко и С.А.Варягов (53) 622.24 (088.8) (56) Селюзкин Е.Ф. Градиент давления как фактор смещения нефтяных и газоконденсатных залежей в нижнем карбоне

Днепровско-Донецкой впадины. — В сб,: Пластовое давление в нефтегазоносных провинциях. М., ИГ и РГИ, 1982, с. 82-94.

Жданов М.А. Нефтелромысловая r еология. Подсчет запасов нефти и газа, М.: Недра, 1981, с. 208-209. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОГО КОНТАКТА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ (57) Изобретение относится к геологии нефти и газа. Цель — повышение точноИзобретение относится к геологии нефти и газа и предназначено для определения положения газожидкостного контакта (ГЖК) залежей углеводородов.

Цель изобретения — повьгшение точности определения положения ГЖК.

Способ осуществляется следующим образом.

В пробуренной скважине, расположенной в пределах жидкостной части залежи углеводородов, испытывают продуктивный горизонт, отбирают пробы флк гдов глубинным пробоотбор ником.

2 сти. Бурят скважину в жидкостной части залежи. Испьггывают продуктивный горизонт и отбирают пробы жидкости.

Определяют плотность жидкости, растворенного в ней газа и давление насьон щения, а абсолютную отметку газожидкостного контакта Н г „определяют из выражения Н=Н+2,3Ря1д(Рд o/Р„) /

/8() — у,), где Н вЂ” абсолютная отметка середины интервала испьггания продуктивног о горизонта, м; у», у — плотность соответственно жидкости и газа, г/см ; g — ускорение свободного падения, м/с2; P „— давление насыщения в интервале испьггания, МПа; Р „прогнозное давление насыщения (пластовое давление) в газовой части залежи углеводородов, MIla. Данный способ позволяет определять положение гаэожидкостного контакта прн наличии только одной скважины в жидкостной зоне, непосредственно контактирующей с газовой.

fIo этим пробам определяют плотность газа, растворенного в жидкости, и давление насьпцения.

Растворимость газа в единице объема жидкости прямо пропорционально коэффициенту растворимости его, пластовому давлению,под которым он находится. Коэффициент растворимости rasa снижается с увеличением пластовой температуры, минералиэации жидкости.

Возрастание температуры от вьппележа- . щей горизонтальной плоскости к нижележащей вызывает уменьшение в этом же направлении коэффициента раствори1490270

1О

20

3RT

4п г N

Р нр «Rh

1 — — = — (ъ — ) (2) 55 мости газа. Увеличение пластового давления создает благоприятные условия цля растворения дополнительного объема газа. Несмотря на увеличение с глубиной возможности растворения газа весовое его количество в этом же направлении уменьшается. В диспер— сных системах твердые коллоидные частицы распределиться равномерно по всему объему дисперсной среды не могут. С увеличением плотности растворенных частиц концентрация их в нижней части системы увеличивается,Согласно формуле Перрена в применении к коллоидным системам твердые взвешенные частицы растворенного вещества в жидкой среде распределяются согласно закономерности

1п — = .— r (y -, )gh,(1)

RT no 4

N n 3 * ч где R — газовая постоянная (0,0821 л атм/моль град);

Т вЂ” абсолютная температура, К; 25

N — чисЛо Авогадро; по, и — число взвешенных частиц в единице объема соответственно на исходной глубине и на глубине h 30

r — радиус растворенных частиц;

) — плотность соответственно жидкости и растворенных частиц.

Так как коллоидные частицы ведут себя аналогично молекулам вещества, растворенного в каком-либо растворителе то, перенося формулу Перрена на сист емы с раствор енным га зом, выраже- 40 ние 4/3lir N, можно заменить объемом растворенного газа. Если вести все рассуждения относительно одной граммолекулы, то согласно уравнению Менделеева-Кпайперона получим где P н — давление насьпцения.

Заменив п на P „„n на Р, получим

2,30 1g --"- = -(J †)",)

Р р h

Рн Рн где у„- плотность газа, г/см ;

Р— давление в газовой части зана л ежи.

Залежь газа в естественных условиях неизбежно сопровождается растворением в жидкости того же газа, Соотношения свободного и растворенного газа в коллекторе могут быть разнообразны.

Если весовое количество всего газа в коллекторе сохраняется для пласта, то свободного газа больше в том коллекторе, плястовое давление которого ниже.

Давление насьпцения газа в первом элементарном слое, лежащем ниже ГЖК, численно всегда должно быть равно пластовому в этой же плоскости или давлению в газовой части залежи, Глубину, (м ), от положения ГЖК, на которой давление насыщения равно

Р„, получим из выражения (2) Рва Рн

6=230,3 1g (3)

Рн

В газовой части залежи давление насьпцения равно начальному пластовому, Начальное пластовое давление, я следовательно, и давление насыщения в газовой части залежи определяется и з выражения

1 (Т -Тр) Т п где Т вЂ” температура воды, равная о

4 С, характерная для околодонных вод непр омер заюших бассейнов (при данной температуре плотность пресных и слабо минерализовянных в зд максимальна);

Т вЂ” критическая температура вам ды, ири нима емая равной

430 С вьцце данной температуры водя находится только в газообразном состоянии при любом давлении);

Т„„ — пластовая температура;

P — минимально возможное начяльо ное плястовое давление, равное атмосферному (О, 1 МПя);

К т — коэффицие,.т пропорциональ— ности.

Положение 1ЖК определяют из выражения

Н г х .-Н-23 3 (Рн/И(.— )", 1" н./Рн (- где Н вЂ” абсолютная отметка середины интервала перфорации продуктивного горизонта н жидкостной части залежи, м.

Практическое применениe изобретения осуществлено иа примере газового месторождения. Залежь газа приурочена

Н =Н+230, 3 — ° 1 g--Рн Рно г. .к g (— 1- ) р

Составитель М.Тупысев

Редактор М.Товтин Техред И. Ходанич Корректор Л.Бескид

Заказ 3675/35 Тираж 514

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издате:.ьский комбинат "Патент", r.Ужгород, ул. Гагарина, 101 к пласту, представленному песчаниками. Скважина вскрыла данный пласт за контуром газоносности. При испытании в интервале 26 18-26 3 2 м 6ьгч а n îë ó÷ åна вода дебитом 345 м /сут. Глубинным пробоотборником была отобрана проба флюидов, лабораторные исследования которой позволили определить следующие параметры: плотность пластовой воды 1,032 г/см ; плотность газа

0,0012 г/см ; давление насьпцения

17,82 МПа (при пластовом давлении

26,3 МПа, температуре 146 С) .

Прогнозное начальное пластовое давление в газовой части залежи составило 26,4 6 ИПа. Абсолютная отметкаа с ер едины и нт ер вала и ерфор ации

2441,7 м. Согласно выражению (4) абсолютная отметка ГЖК составит: Н

=-2441,7+230,3(17,82/9,81 (1,032-0,0012)lg26,46/17,82)=-2372 м. Абсолютнаяая отметка ГЖК, опр едел енная по данным испытания скважин, равна

-2371,6 м. Высота газовой залежи составляет 53,6 м. Относительная ошибка определения положения ГЖК данного р ешения равна (-2371, 6 — (23 72)

/53,6 ° 1007=0,757.

Описываемый способ позволяет определять положение ГЖК при наличии только одной скважины, находящейся в жидкостной зоне, непосретственно контактирующей с газовой.

90270

Фор мула из обретения

Спос об опр ед ел ения положения газожидкостного контакта залежей углево5 дородов, включающий бурение скважины в жидкостной части залежи, испытание продуктивного горизонта, отбор проб и определение плотности жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, в отобранных пробах определяют плотность растворенного газа и давление насыщения, а положение газожидкостного контакта опpеделяют из Выражения где Н „- абсолютная отметка газожидкостного контакта, м;

Н вЂ” абсолютная отметка середины интервала испытания продуктивного горизонта, м; р„— плотность соответственно

25 жидкости и газа, г/см ; — ускорение свободного падения, м/с2 i

P — давление насьпцения в ини тервале испытания, МПа;

Р - прогнозное давление насьпцеко ния (пластовое давление) в газовой части залежи углеводородов, МПа.