Способ определения насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами Советский патент 1991 года по МПК E21B47/00 

1

(21)4/01031/Oj

(22)JO.03.89

(4b) JO.04.91. Бюл. f 1b

(71)Московский институт нефти и газа им. И.М. Губкина

(72)К.С. йаснисч, II.1. Бедрик вецкил, Ю.А. туров, Н.В. Авраменко, З.А. Сухотина, И.А. Леонтьев, P.M. Тер-Сзрки- сов, А. А. йг-шюшкин, А.Ф. Колесников, Н.А. Гужов и Н.Г, Надюк

(53)Ь22,Я2(088.й)

(56) Авторское свидетельство СССР 1514918, кл. Е 21 В 47/00, 1988.

(54)СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО 1UIACTA ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДАМИ

О7) Изоиретение относится к разрчбот- ке газоконденсатных месторождений, Цель - повышение точности определения насыщенности углеводородами бессернистого газоконденсатного пласта. В пласт

через наг летательную скважину закачивают оторочки хорошо растворимого в жидких углеводородах (ЖУВ) и иьертно- го к ним индикаторов с газообразные носителем. Б качестве растворимого в ,КУВ индикатора используют природные меркаптаны или одоранты на их основе, в качестве нейтрального к ЖУВ индикатора - готий. Определяют плотность жидкой (,0л) и азовой (Ла) пластового флюида, коэффициенты распределения растворимого в ЖУВ (К) и инертного к ним (K2J индикаторов, коэффициент пористости пласта (т), среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов (и) и регистрируют время появления в добывающей скважи- пе обоих индикаторов (t.t,,), а насыщенность га-зоконденсатного пласта ЖУВ (I) определяют по формуле I u(te-t p.AiL/Jgd/Kj-l/K. где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами. 1 з.п. ф-лы.

(Л

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений.

Цель изобретения - повышение точности определения насыщенности жидкими углеводородами бессернистого га- зоконденсатного пласта.

Способ осуществляют следующим об- .разом.

На месторождении выбирают нагнетательную и добывающую скважчны. Определяют плотности жидкой и газовой фаз пластового флюида пикнометричес- ким способом. Определяют коэффициенты конвективной диффузии индикаторов из справочной литературы.

Определяют коэффициенты распределения растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов экспериментально или расчетным путем. Определяют коэффициент пористости пласта по исследованиям кернового материя та. Определяют среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов по формуле

о

4 СП

Ј

00 -U

v где q В(1)

Н

ВЧ

дебит добывающей скважины, м3/с;

расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами,м;

Н - средняя толщина пласта, вскрытая скважинами, м. Определяют необходимые количества индикаторов для закачки в пласт, для чего задаются коэффициентом газонасыщенности пласта S 0,3,

Необходимое количество гелия определяют по формуле

П mBHL

Л

( vL

Х2)

где

Р

аплотность газовой фазы,

m - коэффициент пористости пласта;

L, - расстояние от добьшающей

до нагнетательной скважины, м;

1) - коэффициент конвективной диффузии индикатора, величина пика оторочки индикатора при подходе его к добьшающей скважине. Необходимое количество смеси мер- каптанов определяют по формуле

М л rtuiHL J-Јp s+K(1-s)Ј, (3)

где К - коэффициент распределения индикатора в пласте. Последовательно закачивают в пласт через нагнетательную скважину растворимый в жидких углеводородах индикатор (природные меркаптаны или одорант и нейтральный к жидким углеводородам индикатор (гелий). После этого обе оторочки проталкивают по пласту природным газом. Момент появления обоих индикаторов в продукции эксгшуатаци- онных скважин определяют аналитическими методами, например хроматографи- чески.

Насыщенность гаэоконденсатного пласта жидкими углеводородами при STO определяют по разности значений интервалов времени от закачки до появления каждого индикатора по формуле

s

vua-t12ЈЈ

mLpi (l/K4-1/Kpf

00

On рр плотность соответствен- но газовой и жидкой фаз,

кг/м ;

К, коэффициенты распределения соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертного к

0

$

5

ним индикаторов; v - средняя скорость фильтрации газообразного носители индикаторов, м/с; t,, t2 - время появления в продукции эксплуатации скважины соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов, с.

Пример. На месторождении выбраны нагнетательная и дооываюшая скважины, находя;циеся на расстоянии А 1000 м. Средняя толщина пласта, вскрытая скважинами, составляет Н 50 м. Пористость пласта т, определенная по исследованиям кернового материала, составила 0,11. Замеряют дг- бит добьшающей скв«жины b м3/сут, по КиТирому рассчитывают среднюю скорость фильтрации газообразного носителя индикаторов (газа) пласта по формуле (1)

3

v

80400 50 м х 1000 м

сут

- 0,23 10 5м/с.

Определяют плотность гяза пикномет- рическим способом: Ра 0,7 кг/м и плотность жидкой фазы денсиметричес- ким способом: Пп 700 кг/м . Коэффициенты распределения индикаторов определяют любым из известных способов (экспериментально или расчетным путем), например для меркаптана К 0,о47, для гелия К 0,00038.

Коэффициент конвективной диффузии берется из 1) Ю-о . Расстояние между рядами нагнетатепьных и добывающих скважин L 10UU м,

Преде: точности измерений концентрации гелия 5 10, а меркаптанов

8 ш-4.

Определяют необходимые количества индикаторов для закачки в пласт.

Необходимое количество гелия (по формуле (2))

Мне 0,7 кг/м х 0,11 1UOO м

к 50 мх 1000 м

А

, ЗМО бм2/с

- -.-«.- .. «. jj

0,23 I0 f м 4,93 кг или 4,093/0,166 24,5 м при нормальных условиях.

Необходимое количество меркапгано определяют пг формуле U)

К 0,7 кг/м 0,1U IOOO м У 50 м х

Х1000 м

JM (Г6 Ltf/c 0, м

-3

X 0,3+0,047(1-0,3).10 64,8 кг.

меркаптана, а 24,5 м гелия

В наг четательную скважину с помощь насосного агрегата закачивают 64,8 кг с помощью компрессора и продавливают их в

пласт пластовым газом в объеме 54 м , Регистрируют время появления гелия и продукции добывающей , квяжины t. - 50 гут.

Регистрируют время появления меркаптана в продукции добывающей скважины t из сут.

Насыщенность пласта «едкими углеводородами определяют из зыражрчия (4)

Ъ

15сут х20 S 0,Tl МОоГГм к 0,ь4бЛоО кг/м

0,.

3

Г ч к им обр°зом, насьиденк сть njacra жидкими углеь.-дородамн ча исследованном участка составила 0,42%,

Предлагаемый способ практически не чувствителен к потерям индикаторов л плдсте, что значительно повышает его точности и надежность.

Использование предлагаемое способа обеспечивает высокую точность оп3

ределсння насыщенности пласта жидгчми углеводородами, что оказывает суце- ственн ю помощь прч повышении конечной конденсате- и газоотда и гааокон- денсатного пласта

Ф о

10

20

рмула кзооретения 1. Способ определения насыценностщ газоконденсатного пласта жидкими уг- л водородам, рключа.ощий последова- тьльную закачку в пласт через нагне- ательную скважину растворимого в житкпх углеводородах индикатора и 5 инертного к ш- м индикатора с газообра -inw носителем, последующую регист- рацию времени появления индикаторов в -родукции эксплуатационной скважи- :. , определение плотностей жидкой и газовой фаз пластового флюида, коэффициентов тазового распределения ра.ст- воримого в жидких углеводородах и инертного к ним ннднчатороп, коэффициента пористости пласта и сродней скорости фильтрации гачоооразного носителя индикаторов, отличаю- щ и и с я тем, что, с целью повышения точности определения насыщенности жидким, /глеводородами Оессернистого газоконденсатного пласта, в качестве растворимого в жидких углеводородах индикатора в ппаст закачивают меркаптаны.

30

я

гем, что в качестве меркапщ и и с

танов в пласт закачивают природные

смеси меркаптанов или олоранты на их

основе.