Способ определения приближения газоводяного контакта к газовой скважине Советский патент 1981 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к гаэодобывающей промышленности преимущественно к разработке и эксплуатации газовых и газ конденсатных I месторождений. Известен способ определения приближения пластовых вод к действующим сква жинам по результатам химических исследований отбираемых из скважин проб выносимой воды. -Увеличение минерализации и содержания хлора в поступающей с газом воде, как правило, -указывает на приближение к забою скваж п-: пластовой воды 1. Однако данный способ недостаточно эффективен для целей перспективного . прогнозирования обводнения скважин, так как зафиксированное начало поступления пластовой воды в скважину практически означает, что газоводяной контакт (ГВК) уже находится в призабойнсй зоне исследуемой скважины. Тем самым исключается возможность принятия заблаговременных мер для вьфавнивания контура ГВК ИЛИ преду1феж)31ения прорыва контурньпс вод на локальном участке запежа. Известен также способ опредвповвя приближения газоводяного контакта кгаао- конценсатной скважине путем отбора проб конденсата, по которому определяют плот ность, вязкость и фракционный состав конденсата и по увеличению этих парамei ров судят о приближении ГВК С 21 . Указанный способ не позволяет получать необходимых результатов на газовых и газоковденсатных месторожденнях с небольшим содержанием конденсата в связи с отсутствием или нвзначнтепьнымн размерами буферной зоны выпавшего когщвасата перед фронтхэм внедрившейся пластовой воды, В промысловых условиях вызььвает также затрудншие то обстоятельство что для реализации способа необходимо наличие химической лаборатории способной производить компонентный анализ углеводородного ковцеасата.. того, этот способ не позволяет оценить степень влияния продвигаюшейся в залежь воды на 3-8 режям работы локального участка залежи, определение которой существенно при под. счете запасов газа по методу падещга пластового давления и проектировании разработки месторождений. Цель изобретения - повышение точнос1В определений приближения газоЬодяного контакта к скважине и начала момента внедреюш пластовых вод в залеж для месторож дений с -любым содержанием конденсата. Поставленная цель достигается тем, что определяют гидропроводность пласта, изменение пластового давления во времени, объемы извлеченного газа, по которым определяют удельный напор из соотношения . & Q-(t) -i-ti)-А tQ где Л -удельный напор, - отбор газа в целом по залежи за промежуток времени между текущим и предыдущим исследованиями, тыс. м снижение по исследуемой i той скважине приведенного пластового давления за рассматриваемый промежуток вр мени, кгс/см ; В - безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа; AQ(i)- отбор газа из исследуемой -t -той скважины за рассматриваемый промежуток врсме, ни, тыс. м ; | - гидропроводность пласта К- проницаетлость, D ; fi - перфорированная мощность пл ста, MJ вязкость газа, Псх-С , а о приближения газового контакта к скважине судят по увеличению этого уде ного напора. Способ осуществляется следующим . На газовой или газоконденсатной скв жине периодически (раз в месяц, квартал полугодие и т.д, - в зависимости от услов конкретного месторождения) проводятся гидродинамические исследования с устано вившейся или неустановившейся фильтраци (либо для взаимного контроля оба эти.вид по результатам которьпс определяют гидр проводность пласта ( м-) (Здесь К проницаемость, дарси; h.-перфорирован ная мощность пласта, м; J4.- вязкость газа. Па-С ). 2 Одновременно глубинным монаметром на забое или образованным манометром на устье с дальнейшим пересчетом на глубину забоя определяется величина пластового давления в скважине (Р) и по замерам дебитов скважин определяется объем добытого газа в целом из залежи ( О. ) и по исследуемой скважине ( Q (t)). На основании полученных данных рассчитывается соотношение найденных величин, названное удельным напором (Д), iSCJ /iGKi) D -гтт-1- . с,г. где Д - удельный напор, т-ыс-и -Па-С AlQ- отбор газа в целом залежи за промежуток времени между текущим и предыдущим нсследор ваниями, тыс. м ; А- (t)- снижение по исследуемой {i той) скважине приведенного пластового давления за рассматриваемый промежуток времени, кгс/ам: .2 - безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа (определяется по табличным дан- ным в зависимости от давления и температуры); АЦ(1). отбор газа из исследуемой i -той скважины за рассматриваемый промежуток време1 1 ни, тыс. м ; -- - гидропроводность пласта рТ- ; - К- проницаемость, D ; 1г - перфорированная г/ющность пласта, м; J4-. вязкость газа. Па С ; Физический смысл предлагаемого соотношения заключается в том, что оно отражает состояние локальной газонасыщенной зоны пласта в зависимости от напора контурных вод, т.е. от продвижения ГВК к забоям находящихся на участке скважин. Для выделения влияния напора и исК рчещяя воамоншого искажения его значевий за счет изменения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта или изменения отборов газа по скважине в структуру соотношения введены гидропроводность пласта ( -д- ) и отноше1чГ- ние отбора газа по скважине к общему отбору газа из залежи () В случае отсутствия активного внедрения пнастовых вод в залежь, величина удельногчэ напора остается постоянной во времени. Начало активного поступления