Способ распознания притока пластовой воды в газодобывающей скважине Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к разработкега- зоаых месторождений и может быть использовано для контроля притока посторонней воды к добывающим газ скважинам.

Целью изобретения является повышение точности распознавания притока.

При осуществлении способа определяют минерализацию и содержание компонентов-индикаторов в отбираемой водной продукции и пластовых водах продуктивного горизонта залежи. Выявляют ассоциацию компонентов-индикаторов, имеющих равномерное значение отношения их содержания к минерализации в пределах залежи. Отбирают в пределах контролируемой части залежи пластовую воду, отбирают водную продукцию из скважины, расположенной в сухом газовом поле. Последовательно разбавляют отобранные пластовую воду и водную продукцию между собой в приближенных к пластовым условиям Оп- регеляют допустимые диапазоны колебания содержания компонентов-индикаторов и их отношения к минерализации, а о притоке пластовой воды судят по сопоставлению допустимых диапазонов колебания содеро

и-пЗ

жания компонентов-индикаторов и их отношения к минерализации со значениями ука- занных параметров, определенных в водной продукции газодобывающей скважины.

П р и м е р. В районе месторождения Советабад отбирают пробы пластовой воды из водяных скважин, расположенных в различных частях залежи. По химическому составу это вода хлоридно-натриевого состава. В составе воды определяют содержание компонентов: I, Br, LI, К, Sr т.е. компонентов, обладающих высокой миграционной активностью в хлориднсй среде, и рассчитывают значения их отношений к хлор-иону.

В табл. 1 представлен химический состав пластовых вод продуктивного горизонта газового месторождения.

Установлено, что из числа перечисленных компонентов литий и йод обладают неравномерным распределением отношений в пределах контролируемой части залежи. 3 начение Li/CI варьирует от 0,46 до 0,976, а значение I/CI- от 0,142 до 0,542. Неравномерное распределение значения может оказаться как следствием неравномерного содержания компонента в породе, так и влиянием геохимической обстановки на его миграционную способность.

Значения отношений K/Cl, Sr/CI и Br/С имеют рааног ерное распределение в пределах контролируемой части залежи. От- нашенмя этих компонентов принимаются в качестве ассоциации компонентов-индика- тороз распознания притока пластовой зоны.

Зьгеп определяют допустимые диапазоны колебания значений отношений. Для jtoro определения допустимого диапазона (олебания значений отношений отбирают пробы плзстоэой воды из с взжины, расположенной в пределах контролируемой чает и залежи, и водной продукции другой скважи- ни, имеющей наименьшую минерализацию (содержание хлор-иона 52,2 мг/л). Создают искусственные пробы воды последовательным насыщением водной продукции пластовой водой, и на, стенде, имитирующем пластовые условия, отрабатывают в течение 30 мин каждую пробу, время обработки рассчитывают по скорости миграции газа от забоя к устью скважины. Определяют для каждой стадии насыщения минерализацию if, содеражние компонентов-индикаторов, вычисляют значения их отношений к мине- озлизации по хлор-иону.

В табл. 2 представлен химический анализ вод искусственного смешения водной продукции с пластовой водой,

Установлено, что допустимый диапазон колебания значений отношений компонентов-индикаторов для распознания притока пластовой воды находится в пределах: для

К/С от 18,5 до 25,0; для Sr/CI от 3,50 до 4,90 и Вг/С1от5,0до5,49.

В процессе регулярного гидрохимического контроля за рэзрабиткой залежи, выполняемого по хлор-иону, выявлено, что ч

0 трех скважинах псзышаегся содержание хлор-иона. Для распознавания притока стовой воды из эчсзх скин, ин отбиоают иро- бы воды. Определяют содержание компонентов-ин;;« :аторов и /лор-иона и вм5 чясляют значения их отношен ,

В табл. 3 предстаилеи химичеиккй анализ исследуемой пробы воды.

Сопоставляя исходные зночения итпо- шений с допустимым диалэзоноп значений,

0 получают, нто в пробе первых друх скважин значения отношений К/С S. /С и находятся в пределах допустимых хлебаний, значения которых соответственно равнь1 21,2-19,0; 3,95-4,76 и 5,28-5,3. В пробе эо5 ны из третьей скважины значения двух отношений откпонения о допустимого диапазона, их значения равны: Br/CI - 4,02 и Sr/Cl - 2,15. На основании сопоставления полученных значений делав 1ся вывод о там,

0 что в первые два скважины происходит приток пластоаой воды, а в третьей скважине имеет место приток чужой воды. Последующие промысловые геофизические исследование подтверждают полученный вывод:

5 первые две СКВЭАИНЫ дрениру зт пластовые аоды продуктивного горизонта, а в третьей скважине имеет место нарушен щ. к,стно- сти колонны и приток n/iacfouux ьод и в шезалегающих горизонтов.

0 При испольчован чи ч зпгстных способов заключение о гфтгока пнзстовой воды продуктивного горизонта даю г после i/велч- ч«ния ионсл хлора з всцной прОАу- пим и проведения комппе сэ геофизических чсс5 ледований скважин, сголмость которых су щественнс превышает заключение, выполненное па «имическому в - П Л -, состава водкой продукции. Применение же способа контроля по содержанию одного

0 компонента, например, по увеличению содержания хлора ичи калия, дает заключение, что на всех скважинах происходит приток пластовой воды, но является лм это притоком воды проективного горизонта

5 известный способ не по зоолйе г ответить однозначно,

Применение изо5ретак« г, но требует дополнительных технических средств для осуществления и может найти применение на асех газовых месторождениях.

Формула изобретения

Способ распознания притока пластовой воды в газодобывающей скважине, включающий определение минерализации и содержания компонентов индикаторов в отбираемой водной продукции и пластовых водах продукт зного г ризо-нта залежи, о т л и ч а к щ И и с я те., что, с иелью позыше- чиг. точности определения притоке, выявля- ют ассоимацию компонентов-индикаторов, HiAffoiiiw равномерное значение отношения мх содержания к минерализации в пре- делах эзлежч, отбирают ь пределах онтролируемой части залехи пластовую

воду, отбмрают водную продукцию из скважины, расположенной в сухом газовом поле, последовательно разбавляют отобранные пластовую воду и водную продукцию между собой в приближенных к пластовым условиях, определяют допустимые диапазоны ко ЬС.. ИР (...держак.-if. г. омчо нентов-инди аюро.; и их отнсшэнии к минерализации, a HfMw. ПЛРСЮВОЙ эоды

определяют по со.-о -гзв шнчю цопустимих диапазонов голеб.- « содержанье KOMI.O- нентов-индичатоос л их о ::ошений х ИИНР рализг/иигл со н ЧРНППММ указанных паоэметрос, on ре,- ленчых р- всдно - про

дучции газодобь ьаюшь Т сказк нь1.

Номер

скза-,

У.ИНЫ

27

S6 69

77

11

7 ч б л и ц а 1

ТаблицаЗ