SU1730440A1 - Способ определени приближени газовод ного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождени - Google Patents

Abstract

Способ определени  приближени  газо вод ного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений. Сущность изобретени : в пробах газа определ ют концентрацию в газе сероводорода, метана и двуокиси углерода. Определ ют коэффициент кислотности и градиент измерени  коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности за период эксплуатации скважины, а изменение положени  газовод ного контакта определ ют по отношению приращени  коэффициента кислотности к градиенту изменени  коэффициента кислотности. По удельному приращению коэффициента кислотности Определ ют объем внедрившейс  воды при водонапорном режиме . 1 з.п. ф-лы, 1 ил. С

Description

Изобретение относитс  к разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений в услови х упругого и водонапорного режимов и может быть использовано в отрасл х нефт ной и газовой промышленности .

В качестве аналога прин т способ определени  приближени  газовод ного контакта к скважине путем отбора проб и определени  количественного содержани  в них меркаптанов. Причем по увеличению их содержани  суд т о степени приближени  воды к забою скважины.

Недостатками указанного способа  вл ютс  отсутствие в определении количественных характеристик о глубине залегани 

газоводлного контакта (ГВК); малые концентрации меркаптанов, привод щие к большим относительным ошибкам в определении их содержани , а также сложность такого определени  ( в частности, потери меркаптанов за счет растворени  в жидкой фазе устьевой пробы газоконден- сатной смеси, их нестабильность как неустойчивых сероорганических соединений в последней); невозможность применени  при упругом режиме; ограниченность применени , обусловленна  необходимостью наличи  конденсатной оторочки, при региональном продвижении последней на завершающей стадии разработки в услови х водонапорного режима.

ы

О

-N о

В качестве прототипа прин т способ определени  положени  нижней границы работающего интервала скважины газожидкостного месторождени  относительно газовод ного контакта, включающий установление дл  конкретного месторождени  зависимости показател  состава газа от глубины, определение текущего значени  этого показател  путем отбора и анализа проб газа и расчет по этой зависимости текущего рассто ни  газовод ного контакта от нижней отметки вскрытого интервала. В качестве показател  состава газа используют концентрацию сероводорода.

Недостатками указанного способа  вл ютс : ограничение применимости - способ применим дл  газоконденса тных месторождений с нефт ной или конденсат- ной оторочкой ч не дает результата дл  чисто газокоиденсатных месторождений при отсутствии оторочки из жидких углеводородов; решение задач частного характера - определение степени вскрытие пласта дл  обеспечени  безводного дебита скважин, оценка расположени  нижней границы работающего интервала относительно подстилающей воды; отсутствие учета динамики ГВК в процессе эксплуатации залежи при измен ющихс  градиентах геохимических показателей; отсутствие количественных оценок по объемам внедрившихс  вод.

Цель изобретени  - повышение эффективности способа при упругом и водонапорном режимах.

Поставленна  цель достигаетс  известным способом, включающим периодический отбор проб газа и последующий их анализ на концентрацию в газе сероводорода (CH2S), в котором дополнительно определ ют концентрацию в газе метана ( Ссщ ) и двуокиси углерода ( Ссо2 ) а по отношению концентрации метана к сумме концентраций сероводорода и двуокиси углерода наход т коэффициент кислотности (ККт), определ ют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменени  коэффициента кислотности (Гк) и приращение коэффициента кислотности (Д ККт) за период эксплуатации скважины, а приближение ГВК к скважине определ ют по отношению приращени  коэффициента кислотности к градиенту изменени  коэффициента кислотности .

Причем при водонапорном режиме объем внедрившейс  воды определ ют по формуле

А

Д Куд V Z Рат Т,

пл

Тс

ср

где А - коэффициент пропорциональности дл  зависимости ( ДККт);

V-объем добываемой пластовой смеси,

нм

з,

ДКУД

К 2 INKT - INKT

7л К.кт

удельное прираще5

0

5

0

5

0

5

0

5

ние коэффициента кислотности;

Z- коэффициент сверхсжимаемости газа;

Рат - атмосферное давление, МПа;

Тпл - пластова  температура, К;

Рср - среднее давление в зоне конуса обводнени , МПа,

При формировании аномально-сернистых и высокоуглекислых газовых и га- зоконденсатных месторождений устанавливаютс  определенные соотношени  парциальных давлений компонентов пластовой газовой смеси, содержащихс  в залежи, с одной стороны , и растворенных в пластовых водах, с другой. Эти взаимосв занные соотношени  регулируютс  растворимостью компонентов в указанных средах. Поскольку растворимость в воде сероводорода и двуокиси углерода в дес тки раз выше растворимости метана, то в залежи парциальные давлени  в направлении к газовод ному контакту дл  кислых газов снижаютс , а дл  метана увеличиваютс . Таким образом, диффузи  кислых компонентов направлена из залежи в воду, а метана - из воды в залежь, что обусловливает снижение концентрации кислых газов и увеличение содержани  метана в указанном направлении. Именно в этом находит теоретическое обоснование закономерность увеличени  коэффициента кислотности газа, например, Астраханского ГКМ в направлении от кровли продуктивного пласта к газовод ному контакту. В основе вы вленных закономерностей распределени  газовых компонентов по вертикальному разрезу залежи лежат фактические содержани  кислых и углеводородных компонентов в пластовых системах. Установлено, что в сводовой части залежи содержание т желых углеводородов, в особенности Cs с высшими увеличиваетс  по сравнению с нижележащими зонами залежи. В направление к ГВК содержание Сз с высшими уменьшаетс , В соответствии с этим дол  метана по направлению к ГВК увеличиваетс . Так как растворимость сероводорода в т желых углеводородах весьма высока и

превышает его растворимость в воде, концентраци  сероводорода в сводной части месторождени  увеличиваетс , и в соответствии с уменьшением количества Cs с высшими вниз по разрезу залежи концентраци  сероводорода в газах в направлении к ГВК снижаетс . Такому сниже- нию концентрации сероводорода способствует и его диссипаци  из залежи в пластовые воды вследствие более высоких его парциальных давлений в газовой залежи по сравнению с парциальными давлени-  ми в подошвенных водах. Наиболее четка  картина описанного отмечаетс  в нижней приконтактной зоне залежи.

Вследствие такого распределени  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 3965- 3849 м. Находитс  в эксплуатации с апрел  1987 г. Скважиной извлечено 0,7 млрд. м пластовой смеси. Пробы газа отобраны: 1-  - в марте 1989 г., 2-  - в июле 1990 г.

Добыча за период с марта 1989 г. по июль 1990 г. составила 0,09 млрд. м3 газа,

Состав газа 1-й пробы: метан - 53,3 мол. %; сумма кислых компонентов - 38,9 мол,

%

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: .11; ,03- .

Другие исходные данные по скважине 101:

,2 МПа

,2 МПа

,9 МПа

,097

ГВКНач 4082 м

,5 на 1 м

млн. м3 газа при темпе отбора 6 млн. м в мес ц

9,5 10 3

4082 м Таким образом, вершина конуса обводнени  находитс  на рассто нии: 4070 м - 3965 м 105 м от нижней дыры интервала перфорации, т.е. имеетс  большой запас толщины продуктивной части пласта, обеспечивающий безводную продукцию скважины .

5 10 : 5

0

5

0

5

0

5

0

06

,8.03 90 106 1.097 0.101 383 293 55,9

18,7 103м3.

Пример 2. Скважина 84 Астраханского ГКМ. Интервал перфорации 4010-4005 м. Находитс  в эксплуатации с  нвар  1987 г. Скважиной 84 извлечено 0,7 млрд. м пластовой смеси.

Пробы газа отобраны: 1-  - в марте 1987 г., 2-  - в марте 1989 г. Добыча газа за период с марта 1987 по март 1989 г. составила 475 млн. м газа при темпе отбора 20 млн. м в мес ц.

Состав газа 1-й пробы: метан - 48,0 мол. %; сумма кислых компонентов -46,3 мол. %: ,037.

Состав газа 2-й пробы: метан - 49,1 мол. %; сумма кислых компонентов - 42,8 мол. % ; ,15.

Приращение коэффициента кислотности газа за рассматриваемый период составило:

,113 ,109.

Другие исходные данные по скважине 84:

,8МПа

.7 МПа

,1 МПа

,029

ГВКнач 4080м

,5 . на 1 м

млн. м газа при темпе отбора 20 млн. м в мес ц.

,101 МПа

К

К

,3

ГВКтекущ

4080° 113, 4080 м - 12 м 4068 м

9,5 10 3

55

Вершина конуса обводнени  находитс  на рассто нии 4068 м - 4010 м 58 м от нижней дыры интервала перфорации и имеет достаточный запас газонасыщенной

мощности, обеспечивающей безводную продукцию скважины 84.

Ов

0.109 -475 106 1.029 -0,101 -383 50,1

42 103м3.

Сравнение результатов расчетов по скважинам 101 и 84 Астраханского ГКМ показывает , что при одинаковых величинах в обеих скважинах высоты конуса обводнени  (12 м) в скважине 84 объем внедрившихс  вод более чем в 2 раза превышает объем воды по скважине 101. Разницу можно объ снить за счет различи  площадного размещени  конуса подошвенной воды - в скважине 84 конус воды имеет более развитое основание и пологую вершину, в скважине 101 основание конуса меньше по размерам, а вершина его более остра . Можно заключить, что в скважине 101 ха- ракл.р обводнени  более локальный, чем в скважине 84.

По прототипу не представл етс  возможным теоретически обосновать и практически вычислить параметры обводнени  скважин 101 и 84, поскольку дл  аномально- сорпистых и высокоуглекислых месторождений , не имеющих оторочки из жидких углеводородов, закономерность изменени  комц нтоации сероводорода в направлении к ГС К обратно пропорциональна , прототип же базируетс  на пр мо пропорциональной св зи зависимости концентрации сероводорода от глубины залегани  объекта.

Claims (2)

1. Способ определени  приближени  газовод ного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений, включающий периодический отбор проб газа

и последующий их анализ на концентрацию в газе сероводорода, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности способа при упругом или водонапорном режимах , в отобранных пробах газа дополнительно определ ют концентрацию в газе метана и двуокиси углерода, а по отношению концентрации метана к сумме концентрации сероводорода и двуокиси углерода

наход т коэффициент кислотности (ККт),оп- редел ют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменени  коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности А Ккт за период

эксплуатации скважины, а приближение газовод ного контакта к скважине определ ют по отношению приращени  коэффициента кислотности к градиенту изменени  коэффициента кислотности.

2. Способ по п. 1, отличающийс  тем, что при водонапорном режиме объем О.в внедрившейс  воды определ ют по формуле

25

QB АА КУд V Z Рат Тг Тст Pep

где А - коэффициент пропорциональности дл  зависимости

(AK,a)/ V - объем добываемой пластовой смеси,

нм3;

ДКУД

Ккт кт

Ккт

-- удельное приращение коэффициента кислотности; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Рат атмосферное давление, МПа; Тпл - пластова  температура, К; Тст - стандартна  температура, К; РФ среднее давление в зоне конуса обводнени , МПа.

45

1,0

15

2.0

15

Икт

-3900

-4000.

4100 L(t-,)l