СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ВНЕДРЕННОЙ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ В ГАЗОКОНДЕНСАТНУЮ ИЛИ НЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ В ПРОЦЕССЕ ЕЕ РАЗРАБОТКИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ определения объема внедренной пластовой воды в газоконденсатную залежь в процессе ее разработки [1], включающий построение карт начального и ряда текущих положений газоводяного контакта, определение пористого и газонасыщенности породы.

Недостатком вышеописанного способа является неточное определение объема внедренной воды в газоконденсатную залежь в процессе ее разработки.

Задачей данного способа является повышение точности определения объема внедренной воды в газоконденсатную или нефтяную залежь в процессе ее разработки.

Данная задача решается следующим образом. По картам начального и текущих положений газоводяного контакта строят изогипсы карты подъема газоводяного контакта внутри контура газоводяного контакта определяют объемы породы V_1,i между горизонтальными плоскостями, проведенными через соседние изогипсы, для каждого объема V_1,i находят объем порового пространства V_2,i по которому определяют объем остаточного газа V_3,i с учетом дифференцированного коэффициента текучести газонасыщенности и объем остаточной воды V_4,i, а объем внедренной в залежь пластовой воды определяется по формуле:
V_w=∑(V_2,i-V_3,i-V_4,i)
Данный способ описан на примере месторождения Медвежье.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 представлена карта подъема газоводяного контакта месторождения Медвежье; на фиг.2 и 3 - графики зависимости изменения текущей газонасыщенности пласта по высоте обводненной зоны.

Способ реализуется следующим образом.

Перед началом разработки месторождения по скважинам замеряется начальное положение газоводяного контакта и в пределах контура газоносности 1 месторождения строится карта начального положения газоводяного контакта. Для месторождения Медвежье изогипсы 2 начального газоводяного контакта изменяются от 1130 до 1134 м (фиг.1).

В процессе разработки месторождения на определенную дату (в данном случае на 01.01.80) по скважинам замеряется текущее положение газоводяного контакта и строится карта текущего положения газоводяного контакта с проведением через изогипс 3 поверхности текущего положения газоводяного контакта. Для месторождения Медвежье изогипсы изменяются от 1125 до 1130 м.

На основании карт начального и текущего положений газоводяного контакта строится карта подъема газоводяного контакта путем наложения их друг на друга и определения точек равных величин подъема газоводяного контакта изолиниями 4. Получаем карту подъема газоводяного контакта на требуемую дату.

В зависимости от величины подъема газоводяного контакта изогипсы 4 на карте подъема газоводяного контакта могут быть проведены через 1 м, 5 м, 10 м и т.д. На фиг. 1 вышеупомянутые изогипсы проведены через 1 м.

По карте подъема газоводяного контакта каждого горизонтального сечения определяют площадь изогипс 0 1, 2, 3, 4 м и т.д. или 0, 5, 10, 15, 20 м и т. д., или 0, 10, 20. 30, 40 м и т.д.

Внутри контура газоводяного контакта определяют объем породы V_1,i между горизонтальными плоскостями, проведенными через соседние изогипсы 0-1; 1-2; 2-3; 3-4 м и т. д. или 0-5; 5-10; 10-15; 15-20 м и т.д. по формуле (S_i + S_i+1)/2• h_i, где S_i - площадь i горизонтального сечения, ограниченного i - изогипсой, замеренная планиметром (курвиметром), либо при помощи палетки; S_i+1 - площадь i+1 горизонтального сечения, ограниченного i+1 - изогипсой, замеренная вышеупомянутым способом; h_i - шаг построения изогипсы.

Для каждого объема породы V_1,i находят объем порового пространства V_2,i (2) в пределах объема, занимаемого газоводяным контактом между соседними изогипсами 0-1; 1-2; 2-3; 3-4 м и т.д. либо 0-5; 5-10; 10-15; 15-20 м и т.д. , или 0-10; 10-20; 20-30; 30-40 м и т.д. по формуле V_2,i = V_1,i m, где m - коэффициент пористости. С учетом объема порового пространства V_2,i определяют объем остаточного газа V_3,i с учетом дифференциального коэффициента текущей газонасыщенности пласта [3], определенного по корреляционной зависимости относительной газонасыщенности пласта (фиг. 2). Например, для месторождения Медвежье средний текущий коэффициент газонасыщенности для 10-метрового верхнего интервала составляет 0,38, для следующего нижележащего 10-метрового интервала коэффициент газонасыщенности составляет 0,38, а для остальной нижележащей толщи коэффициент текущей газонасыщенности составляет 0,2. Объем остаточного газа определяют по формуле V_3,i = V_2,i K_газон.
Определяют объем остаточной связанной воды. V_4,i через коэффициент остаточной водонасыщенности [4] по формуле V_4,i = V_2,i K_{ост.воды}.

Определяют объем внедренной пластовой воды, который равен разнице между объемом порового пространства (V_1,i) и объемами остаточного газа (V_2,i) и остаточной воды (V_3,i): V = V₁ - V₂ - V₃.

Таким образом определен объем внедренной воды в пределах объема, занимаемого газоводяным контактом между соседними изогипсами 0-1; 1-2; 2-3; 3-4 м и т.д. либо 0-5; 5-10; 10-15; 15-20 м и т.д., либо 0-10; 10-20; 20-30 м и т. д., в зависимости от величины подъема газоводяного контакта.

Весь объем внедренной пластовой воды в залежь на требуемую дату будет равен сумме объемов внедренной воды в пределах имеющихся изогипс
V_w=∑(V_2,i-V_3,i-V_4,i)
Пример определения объема внедренной пластовой воды для месторождения Медвежье.

На 01.01.95 по построенной карте подъема газоводяного контакта для месторождения Медвежье максимальный подъем газоводяного контакта составляет 65 м и изогипсы проводят через 5 м.

Объем породы в пределах изогипс 65-60 составляет
V_1,1 = (1•10⁶ + 2•10⁶)/2•5 = 7,5 млн.м³.

Объем порового пространства в пределах изогипс 65 - 60 м составляет V_2,i = 7,5•10⁶ х 0,21 = 1,58 млн.м³.

Объем остаточного газа составляет V_3,i = 1,58 •10⁶ х 0,38 = 0,6 млн.м³.

Объем остаточной воды составляет V_4,i = 1,58•10⁶ • 0,25 = 0,4. млн.м³
Объем внедренной пластовой воды в пределах изогипс V = 1,58 - 0,6 - 0,4 = 0,58 млн.м³
Объем всей внедренной воды V_w в пределах последующих изогипс 60-55; 55-50; 50-45; 45-40; 40-35; 35-30; 30-25; 25-20; 20-15; 15-10; 10-5; 5-0 составил 1899 млн.м³.

Источники информации
1. Гриценко А.И. и др. Технология разработки крупных газовых месторождений. М.: Недра, 1990, с. 72 - 74.

2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра. 1981. с. 121.

3. Гриценко А.И. и др. Технология разработки крупных газовых месторождений. М.: Недра. 1990, с. 42.

4. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств нефтегазонасыщения горных пород. М.: 1975. с. 77.

Изобретение относится к разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Задачей данного изобретения является повышение точности определения объема внедренной воды в залежь в процессе ее разработки. Способ осуществляется следующим образом. По картам начального и текущих положений газоводяного контакта строят изогипсы карты подъема газоводяного контакта. Внутри контура газоводяного контакта определяют объемы породы V_1i, между горизонтальными плоскостями, проведенными через соседние изогипсы. Для каждого объема V_1i находят объем парового пространства V_2i, по которому определяют объем остаточного газа V_3i. Объем остаточного газа V_3i определяют с учетом дифференцированного коэффициента текущей газонасыщенности. Определяют объем остаточной воды V_4i, а объем внедренной в залежь пластовой воды определяют по формуле: . 3 ил.

Способ определения объема внедренной пластовой воды в газоконденсатную или нефтяную залежь в процессе ее разработки, включающий построение карт начального и ряда текущих положений газоводяного контакта, определение пористости и газонасыщенности породы, отличающийся тем, что по картам начального и текущих положений газоводяного контакта строят изогипсы карты подъема газоводяного контакта, внутри контура газоводяного контакта определяют объемы породы V_1 . i между горизонтальными плоскостями, проведенными через соседние изогипсы, для каждого объема V_1 . i находят объемы порогового пространства V_2 . i, по которому определяют объем остаточного газа V_3 . i с учетом дифференцированного коэффициента текущей газонасыщенности и объем остаточной воды V_4 . i, а объем внедренной пластовой воды в залежь определяют по формуле
V_w=∑(V_2.i-V_3.i-V_4.i).н