Способ определения приближения газоводяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождени Советский патент 1992 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений в условиях упругого и водонапорного режимов и может быть использовано в отраслях нефтяной и газовой промышленности.

В качестве аналога принят способ определения приближения газоводяного контакта к скважине путем отбора проб и определения количественного содержания в них меркаптанов. Причем по увеличению их содержания судят о степени приближения воды к забою скважины.

Недостатками указанного способа являются отсутствие в определении количественных характеристик о глубине залегания

газоводлного контакта (ГВК); малые концентрации меркаптанов, приводящие к большим относительным ошибкам в определении их содержания, а также сложность такого определения ( в частности, потери меркаптанов за счет растворения в жидкой фазе устьевой пробы газоконден- сатной смеси, их нестабильность как неустойчивых сероорганических соединений в последней); невозможность применения при упругом режиме; ограниченность применения, обусловленная необходимостью наличия конденсатной оторочки, при региональном продвижении последней на завершающей стадии разработки в условиях водонапорного режима.

ы

О

-N о

В качестве прототипа принят способ определения положения нижней границы работающего интервала скважины газожидкостного месторождения относительно газоводяного контакта, включающий установление для конкретного месторождения зависимости показателя состава газа от глубины, определение текущего значения этого показателя путем отбора и анализа проб газа и расчет по этой зависимости текущего расстояния газоводяного контакта от нижней отметки вскрытого интервала. В качестве показателя состава газа используют концентрацию сероводорода.

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

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

Поставленная цель достигается известным способом, включающим периодический отбор проб газа и последующий их анализ на концентрацию в газе сероводорода (CH2S), в котором дополнительно определяют концентрацию в газе метана ( Ссщ ) и двуокиси углерода ( Ссо2 ) а по отношению концентрации метана к сумме концентраций сероводорода и двуокиси углерода находят коэффициент кислотности (ККт), определяют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменения коэффициента кислотности (Гк) и приращение коэффициента кислотности (Д ККт) за период эксплуатации скважины, а приближение ГВК к скважине определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности.

Причем при водонапорном режиме объем внедрившейся воды определяют по формуле

А

Д Куд V Z Рат Т,

пл

Тс

ср

где А - коэффициент пропорциональности для 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 - пластовая температура, К;

Рср - среднее давление в зоне конуса обводнения, МПа,

При формировании аномально-сернистых и высокоуглекислых газовых и га- зоконденсатных месторождений устанавливаются определенные соотношения парциальных давлений компонентов пластовой газовой смеси, содержащихся в залежи, с одной стороны, и растворенных в пластовых водах, с другой. Эти взаимосвязанные соотношения регулируются растворимостью компонентов в указанных средах. Поскольку растворимость в воде сероводорода и двуокиси углерода в десятки раз выше растворимости метана, то в залежи парциальные давления в направлении к газоводяному контакту для кислых газов снижаются, а для метана увеличиваются. Таким образом, диффузия кислых компонентов направлена из залежи в воду, а метана - из воды в залежь, что обусловливает снижение концентрации кислых газов и увеличение содержания метана в указанном направлении. Именно в этом находит теоретическое обоснование закономерность увеличения коэффициента кислотности газа, например, Астраханского ГКМ в направлении от кровли продуктивного пласта к газоводяному контакту. В основе выявленных закономерностей распределения газовых компонентов по вертикальному разрезу залежи лежат фактические содержания кислых и углеводородных компонентов в пластовых системах. Установлено, что в сводовой части залежи содержание тяжелых углеводородов, в особенности Cs с высшими увеличивается по сравнению с нижележащими зонами залежи. В направление к ГВК содержание Сз с высшими уменьшается, В соответствии с этим доля метана по направлению к ГВК увеличивается. Так как растворимость сероводорода в тяжелых углеводородах весьма высока и

превышает его растворимость в воде, концентрация сероводорода в сводной части месторождения увеличивается, и в соответствии с уменьшением количества Cs с высшими вниз по разрезу залежи концентрация сероводорода в газах в направлении к ГВК снижается. Такому сниже- нию концентрации сероводорода способствует и его диссипация из залежи в пластовые воды вследствие более высоких его парциальных давлений в газовой залежи по сравнению с парциальными давлени- ями в подошвенных водах. Наиболее четкая картина описанного отмечается в нижней приконтактной зоне залежи.

Вследствие такого распределения 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. Находится в эксплуатации с апреля 1987 г. Скважиной извлечено 0,7 млрд. м пластовой смеси. Пробы газа отобраны: 1-я - в марте 1989 г., 2-я - 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 месяц

9,5 10 3

4082 м Таким образом, вершина конуса обводнения находится на расстоянии: 4070 м - 3965 м 105 м от нижней дыры интервала перфорации, т.е. имеется 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. Находится в эксплуатации с января 1987 г. Скважиной 84 извлечено 0,7 млрд. м пластовой смеси.

Пробы газа отобраны: 1-я - в марте 1987 г., 2-я - 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 месяц.

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 месяц.

,101 МПа

К

К

,3

ГВКтекущ

4080° 113, 4080 м - 12 м 4068 м

9,5 10 3

55

Вершина конуса обводнения находится на расстоянии 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 обводнения (12 м) в скважине 84 объем внедрившихся вод более чем в 2 раза превышает объем воды по скважине 101. Разницу можно объяснить за счет различия площадного размещения 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 острая. Можно заключить, что в скважине 101 ха- ракл.р обводнения более локальный, чем в скважине 84.

По прототипу не представляется возможным теоретически обосновать и практически вычислить параметры обводнения скважин 101 и 84, поскольку для аномально- сорпистых и высокоуглекислых месторождений, не имеющих оторочки из жидких углеводородов, закономерность изменения комц нтоации сероводорода в направлении к ГС К обратно пропорциональная, прототип же базируется на прямо пропорциональной связи зависимости концентрации сероводорода от глубины залегания объекта.

Формула изобретения

t

1. Способ определения приближения газоводяного 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, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при упругом или водонапорном режимах, в отобранных пробах газа дополнительно определяют концентрацию в газе метана и двуокиси углерода, а по отношению концентрации метана к сумме концентрации сероводорода и двуокиси углерода

находят коэффициент кислотности (ККт),оп- ределяют в скважине по толщине продуктивного разреза градиент изменения коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности А Ккт за период

эксплуатации скважины, а приближение газоводяного контакта к скважине определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при водонапорном режиме объем О.в внедрившейся воды определяют по формуле

25

QB АА КУд V Z Рат Тг Тст Pep

где А - коэффициент пропорциональности для 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 - пластовая температура, К; Тст - стандартная температура, К; РФ среднее давление в зоне конуса обводнения, МПа.

45

1,0

15

2.0

15

Икт

Способ определения приближения газо водяного контакта к скважине при разработке аномально-сернистых и высокоуглекислых газоконденсатных месторождений. Сущность изобретения: в пробах газа определяют концентрацию в газе сероводорода, метана и двуокиси углерода. Определяют коэффициент кислотности и градиент измерения коэффициента кислотности и приращение коэффициента кислотности за период эксплуатации скважины, а изменение положения газоводяного контакта определяют по отношению приращения коэффициента кислотности к градиенту изменения коэффициента кислотности. По удельному приращению коэффициента кислотности Определяют объем внедрившейся воды при водонапорном режиме. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. С

-3900

-4000.

4100 L(t-,)l