Способ определения положения газожидкостного контакта залежей углеводородов

) ", г)ндцр1 " И ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН ти. Буря асти зал горизонтОпределяютворенного метк щения, а абсолютн костного контакта из выражения Н=Н+ /8 ; у,), где Н середины интервал опр ед йо/ олют ная)/тметкаодук,3 Р абс испьггания- плотсти и га тивного горизон ственно ть соо г/см; 8 - ускорение свободного падения, м/с 2; Р- давление насыщенияв интервале испьггания, МПа; Рпрогнозное давление насьпцения (пластовое давление) в газовой части залежи углеводородов, МПа. Данный способ позволяет определять положениегаэожидкостного контакта при наличиитолько одной скважины в жидкостнойзоне, непосредственно контактирующейс газовой. огни еляют плотноств жидкости, и)1 о этим пробам опред ь газа, растворенногодавление насьпцения.Растворимость газа в единице объема жидкости прямо пропорционально коэффициенту растворимости его, пластовому давлению,под которым он находится. Коэффициент растворимости газа снижается с увеличением пластовой температуры, минерализации жидкости. Возрастание температуры от вьппележа- . щей горизонтальной плоскости к нижележащей вызывает уменьшение в этом же направлении коэффициента раствориеологии Иэ о для опкостного водородов. ение точГЖК. и р едел контаЦел ности ГОСУДАРСТ 8 ЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИПРИ ГКНТ СССР К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Грозненский нефтяной институт им.акад. М.Д.Миллионщикова (72) А.И.Хребтов, Ю.А,Стерленко и С.А.Варягов(56) Селюзкин Е.ф, Градиент давления как фактор смещения нефтяных и газоконденсатных залежей в нижнем карбоне Днепровско-Донецкой впадины. - В сб,; Пластовое давление в нефтегазоносных провинциях, М., ИГ и РГИ, 1982, с, 82-94.Жданов М.А. Нефтепромысловая геология, Подсчет запасов нефти и газа, М.: Недра, 1981, с. 208-209. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОГО КОНТАКТА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ(57) Изобретение относится к геол нефти и газа. Цель - повышение точнобр ет ени е от носит с я ки газа и преднаэначения положения гаэожидта (ГЖК) залежей угль изобретения - повышопределения положени Способ осуществпяется следующимобразом.В пробуренной скважине, расположенной в пределах жидкостной частизалежи углеводорпродуктивный горфлкидов глубиннь одов, испытываютизонт, отбирают пробы)м пробоотборником. скважину в жидкостной ежи. Испьггывают продуктивныйотбирают пробы жидкости.плотность жидкости, растней газа и давление насьон(2) 55 мости газа. Увеличение пластовогодавления создает благоприятные условия цля растворения дополнительногообъема газа. Несмотря на увеличениес глубиной возможности растворениягаза весовое его количество в этомже направлении уменьшается. В дисперсных системах твердые коллоидные частицы распределиться равномерно повсему объему дисперсной среды не могут. С увеличением плотности растворенных частиц концентрация их в нижней части системы увеличивается,Согласно формуле Перрена в применениик коллоидным системам твердые взвешенные частицы растворенного веществав жидкой среде распределяются согласно закономерности 1 и - = - г(1 -), )Ь,(1)КТ ио .4И и 3ч где К - газовая постоянная(0,0821 л атм/моль град);Т - абсолютная температура, К; 25М - число Авогадро;ио, и - число взвешенных частицв единице объема соответственно на исходной глубине и на глубине Ь; 30г - радиус растворенных частиц;у - плотность соответственножидкости и растворенныхчастиц.Так как коллоидные частицы ведут себя аналогично молекулам вещества, растворенного в каком-либо растворителе то, перенося формулу Перрена на системы с растворенным газом, выраже ние 4/3 ПгБ, можно заменить объемом растворенного газа. Если вести все рассуждения относительно одной граммолекулы, то согласно уравнению Менделеева-Кпайперона получим45 где Р и - давление насьпцения.Заменив и на Р и на Р, полу- чим 2,30 1 К -- = -( 7 Э э Р и Ь где у - плотность газа, г/см; Р - давление в газовой части зана лежи.Залежь гяза в естественных условиях неизбежно сопровождается растворением в жидкости того же газа, Саотнощения свобогного и растворенного газа в коллекторе могут быть разнообразны, Если весовое количество всего газа в коллекторе сохраняется для пласта, то свободного газа больше в том коллекторе, пластовое давление которогониже.Давление насьпцения газа в первомэлементарном слое, лежащем ниже ГЖК,численно всегда должно быть равнопластовому в этой же плоскости илидавлению в газовой части залежи,Глубину, м , от положения ГЖК,на которой давление насыщения равноР, получим из выражения (2) Рва Рн6=230, 3 1 ц (3)Рн д(В газовой части залежи давление насьпцения равно начальному пластовому, Начальное пластовое давление, а следовательно, и давление насыщения в газовой части залежи определяется из выражения 1 (Т - То) т пьР+ в ,1 и к т (т-т,.)т,где Т - темпер тура воды, равнаяО4 С, характерная для околодонных вод непр омер заювихбассейнов (при данной температуре плотность пресных ислабо мннерализованных вядмаксимальна);Т - критическая температура вамды, при нима емая равной430 С вьцде данной температуры водя находится только вгазообразном состоянии прилюбом давлении);Т- пластовая температура;Р - минимально возможное начальоное пластовое давление, равное атмосферному (0,1 МПя);К т - коэффицие,.т пропорциональ -ности,Положение 1 ЖК определяют из выраженияНг м "+230 3(Рн/И(Т 3МО/"н где Н - абсолютная отметка серединыинтервала перфорации продуктивного горизонта н жидкостной части залежи, м. Практическое применение изобретения осуществлено на примере газового месторождения. Залежь газа приуроченаН =Н+230, 3Рн Рног.а, ф 8(Составитель М.ТупысевРедактор М.Товтин Техред М. Ходанич Корректор Л.Бескид Заказ 3675/35 Тираж 514 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Производственно-издате:,ьский комбинат "Патент", г,ужгород, ул. Гагарина, 101 к пласту, представленному песчаниками.Скважина вскрыла данный пласт эа контуром газоносности. При испьггании в интервале 2618-2632 м бра получена вода дебитом 345 м/сут. Глубинным пробоотборником была отобрана проба флюидов, лабораторные исследования которой позволили определить следующие параметры; плотность пластовой воды 1,032 г/смэ; плотность газа 0,0012 г/см; давление насьпцения 17,82 МПа (при пластовом давлении 26,3 МПа, температуре 146 С).Прогнозное начальное пластовое давление в газовой части залежи составило 26,4 6 МПа, Абсолютная отметка середины интервала перфорации 2441,7 м. Согласно выражению (4) абсолютная отметка ГЖК составит: Н =- 244 1, 7+ 230, 3 ( 1 7, 8 2/9, 8 1 ( 1, 03 2- -0,0012)1826,46/17,82)=-2372 м. Абсолютная отметка ГЖК, определенная по данным испьггания скважин, равна -2371,6 м, Высота газовой залежи составляет 53,6 м. Относительная ошибка определения положения ГЖК данного решения равна -2371,6 - (2372) /53,6 1007.=0,757.Описываемый способ позволяет определять положение ГЖК при наличии только одной скважины, находящейся в жидкостной зоне, непосретственно контактирующей с газовой. 90270 6 Формула и зобр ет енияСпособ определения положения газожидкостного контакта залежей углеводородов, включающий бурение скважиныв жидкостной части залежи, испьгганиепродуктивного горизонта, отбор проби определение плотности жидкости,о т л и ч а ю щ и й с я тем, что,с целью повышения точности, в отобранных пробах определяют плотностьрастворенного газа и давление насьпцения, а положение газожидкостного контакта определяют иэ выражения где Н- абсолютная отметка газожидкостного контакта, м;Н - абсолютная отметка середины интервала испьгганияпродуктивного горизонта, м;р - плотность соответственно 25 Ижидкости и газа, г/см;- ускорение свободного падения, м/с;Р - давление насьпцения в иннтервале испьггания, МПа;30Р - прогнозное давление насьпцекфния (пластовое давление) вгазовой части залежи углеводородов, МПа.