Способ контроля процесса разработки газовой залежи

(51)Ъ ф е ИВЛЕВт; САНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ботки газовыхместорождений,150, 126,133 ньш ого ста ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Волго-Уральский научно-исслевательский и проектный институтпо добыче и переработке сероводородсодержащих газов(54)(57) СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ при водонапорном режиме, включающий измерение пластового давления в наблюдательных скважинах, пробуренных на разную глубину продуктивного пласта по площади залежи, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения точности контроля за счет обеспечения получения информации о вовлекаемой в дренирование толщине водонос- . ного пласта, дополнительно осуществляют последовательное бурение с заданным шагом углубления пьезометрических скважин в водоносных частях пласта, не входящих в углеводородную залежь, измеряют в них пластовое давление и по величине его уме ения судят о толщине вовлеКаем в дренирование водоносного пла40 Изобретение относится к нефтянойи газовой промышленности и можетбыть использовано при организацииглубинного зондирования водонапорного бассейна для устаноления типастроения коллекторов и достижения . 5возможности осуществления достоверного прогноза проявления водонапорного режима.Известны промыслово-геофизическиеметоды контроля за продвижением 10газоводяного или водонефтяного контактов при разработке углеводородной залежи. К ним относятся электрический, радиометрический, акустический и другие способы Г 11.15Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способконтроля внедрения пластовой водыв углеводородную залежь путем измерения пластового давления по площади залежи и в различных по вертикали частях продуктивного пласта посредством использования наблюдательных,эксплуатационно-наблюдательных и пьеэометрических скважин. На основе полученных данных устанавливаюттип разрабатываемой залежи(пластовый или массивный) 21.Однако этих сведений недостаточно для получения ответа на вопрос 30 об особенностях строения водонапорного бассейна, и, следовательно, не удается достоверно прогнозировать поведение залежи при проявлении водонапорного режима. 35Цель изобретения - повышение точности контроля за счет обеспечения получения информации о вовлекаемой в дренирование толщине водоносного пласта.Поставленная цель достигается тем, что согласно способу контроля процесса разработки газовой залежи при водонапорном режиме, включающему измерение,пластового давления по площади залежи в различных по верти кали частях продуктивного пласта посредством наблюдательных, эксплуатационно-наблюдательных и пьезометрических скважин, дополнительно измеряют пластовое .давление в различных 50 по вертикали частях водонапорного бассейна, не входящих в углеводородную залежь; и по уменьшению давления в реагирующих скважинах определяют тип коллектора и толщину вовлекаемого в дренирование водонапорного бассейна, судят о типе коллекторов водонапорного бассейна и количественно оценивают степень приобщенности к дренированию водонапорного бассейна.Способ осуществляется следующим образом.Для контроля процесса разработки газовой залежи при водонапорном режиме бурят наблюдательные, эксплу атационно-наблюдательные и пьезометрические скважины в различных по площади и по вертикали частях продуктивного пласта. Дополнительно бурят пьезометрические скважины в сводной части залежи на водоносный пласт, не входящий в углеводородную залежь. Дополнительные скважины располагаются в свободной части залежи, потому что здесь наименьшая глубина от поверхности земли до подошвы водоносного пласта.На чертеже показана схема располо" жения пьезометрических скважин по предлагаемому способу.Каждую из дополнительных пьезометрических скважин бурят в различных по вертикали частях водоносного пласта, т.е, организуют .вертикальное зондирование водонапорного бассейна. Первой пьеэометрической скважиной глубинного зондирования вскрывают верхнюю часть Н водоносного пласта, Каждую последующую скважину бурят глубже предыдущей на интервал Н и их глубина под углеводородной залежью соответственно составляет 2 Н,ЗН и т.д. Величина интервала Н зависит от соотношения толщины продуктивного и подстилающего водоносного пласта, не выходящего в углеводородную залежь, Для месторождений, у которых толщина продуктивного пласта в несколько раэ меньше толщины подстилающего водоносного пласта, этот интервал может составлять величину, равную толщине продуктивного пласта. Для месторождений с большой толщиной продуктивного пласта, сопоставимой с толщиной водонос. ного пласта, данный интервал может составить величину, равную половине, одной трети, одной четверти толщины продуктивного пласта. Обсадную колонну в скважинах перфорируют в призабойной части на высоту 5-10 м. В скважинах периодически измеряют пластовое давление и в случае его уменьшения определяют массивно-пластовый тип коллекторов водонапорного бассейна и толщину пласта, вовлеченного в дренирование, При отсутствии изменений давления устанавливается пластовый характер ниже- залегающей по отношению к отметке последней отреагироьавшей скважины части водонапорного бассейна. Бурение каждой последующей пьезометрической скважины глубинного зондирования производят после того, как в ранее пробуренной скважине начнет снижаться давление. Для уменьшения числа пьезометрических скважин глубинного зондирования можно одной скважиной контролировать два перфорированных интервала, изолировав их друг от друга пакером. В этом случае в скважину спускают насосно-компрессорные трубы,5115го 21(2Ь уравнение, а следовательно, опреде 55 лить приток воды в залежь, Здесь Кг,К - коэффициенты проницаемости вдоль координат о и о 2 соответственно; ) - коэффициент динамическойвязкости воды; рк - коэффициент упру гоемкости водоносного пласта. Коэффициенты Ь, Ь 2,а можно найти путем решения обратной задачи идентификации параметров водоносного бассейна по фактической динамике пластовых 65 в которых ведут наблюдения за нижниминтервалом, а в межтрубном пространстве - за верхним,Предлагаемый способ контроля разработки газовой залежи с водонапорнымрежимом путем установления типаколлектора и реагирующей толщиныводонапорного бассейна позволяетсвоевременно предсказать время обводнения и число обводняющих эксплуатационных скважин. 0Прогноз внедрения пластовой водыв углеводородную залежь производится из приближенного решения уравнения упругого режима фильтрации.Для его решения необходимо знатьдиьамику пластового давления на контуре залежи, проводимость т,и и пьезопроводимость к пласта. Теория разработки углеводородных залежей предусматривает поступление в залежь,главным образом, контурной воды,поэтому предусмотрено бурение пьезометрических. скважин, вскрывающихпродуктивный пласт в пределах еговодонасыщенной части 21.Замеры пластового давления в за-.контурных пьезометрических скважинахдают информацию о динамике пластового давления на контуре залежи. Этаинформация необходима для решения,так наэываемы, обратных задач. Под 30обратными понимаются задачи по уточнению коллекторских свойств пластапараметров проводимости ЪЪ и пьезопроводности х.Знание этих параметровпозволяет осуществлять достоверные у 5прогнозные расчеты внедрения в залежь контурной воды. Методика интерпретации результатов исследованияпьезометрических скважин применительно к поступлению в залежь контурной 4воды, известна.В залежи пластово-массивного типакроме контурной воды поступает также подошвенная вода. Процессы движения воды в подошве залежи поддействием депрессионной воронки, 45которая распространяется вглубь врезультате отбора газа, можно описать уравнением упругого режимафильтрации жидкости в цилиндрическихкоординатах. Зная коэффициенты, можно решитьдавлений на разных глубинах водоносного пласта, не выходящего в газовую залежь.Получив текущие давления на разных глубинах подстилающего залежь водоносного пласта посредством замеров в пробуренных дополнительных пьезометрических скважинах, определяем искомые коэффициенты Ь Ь ,а по следующим рекуррентным формулам:(5 ) (5-1) (5-1) (5-1аэси=с-Лз а где Б- номер итерации; Л 1,Л 2,ЛЗ - коэффициенты, регулирующие сходимость итерационного процесса; 3 - минимизируемый функционал,Т5,и ( ) о Е (ЦЭ Щ(Р Х 1-Р С), (3) фЧО, если в Ч-м элементарном блоке нет замера давления в момент времени 1, если в -м элементарном блоке есть замер дав-.ления в момент времени Ф; и Р (с) - величины, и опорциТЕ Ока(1"1ам ю020 Т 2 к (к(к 1 Е) абрау ар1а 2 а 2О 2 О2 оТ к кц аРаЗ(ЬЬ, г араае ,р ар 1 аагаа отметки соответственнокровли и подошвы водоносного пласта;радиус залежи; где(:Ел т,акО 1 п - радиус водоносногой3 пласта, куда не доходит возмущение от разРф) М Р 1 рональные фактическим и расчетнымдавлениям в М -м блоке в момент 1времениВыражения для функциональныхпроизводных в формуле (1) вычисляютсяпо следующим формулам:гО работки залежи завремя Т),Я, =20 к );Ро,г,Ф) - давление н точке пласта с координатами и иг в момент времениполучаемое н резуль 5тате численного решенияураннения теории упругого режима фильтрации;1(и,г,Ф) - значение фиктивногопотенциала в точке( о, 2) в момент 1получаемое в результате решения соотнетству.ющего сопряженногодифференциальногоуравнения с плотностями источников, определяемых выражениями(3).Таким образом, решается уравнение теории упругого режима при известных дебитах воды, поступающих в залежь за нермя Т, находятся давле. ния но всех элементарных блоках. Вычисляются величины невяэокЗ), т.е, плотности источников для со пряженного уравнения. В результате решения сопряженного уравнения находятся величины М . По формулам (4)вычисляются функциональные производные. По формуле (1)уточняются искомые параметры. С уточенными пара 30 метрами вновь решается уравнение упругого режима и т.д. до минимизации функционала Э . Значения параметров Ь, Ь, а, полученные в послецней итераций, принимаются эа искомые 35П р и м е р . Опытно-промышленные испытания предлагаемого способа были проведены на скважинах РРЗЗЗЪи 461 Оренбургского газоконденсатного месторождения. Скважины были 40 пробурены на 210-240.м ниже газонодя - ного контакта, т.е. н водоносных пластах, не выходящих н залежь. За период наблюдений с марта 1980 г по август 1981 г н скважинах отмечено закономерное снижение пластоного давления, темп которого составляет: по скважине .9 333-0,13 МПа/год, по скважине гг 461 - 0,21 МПа/год. Следовательно, в газоконденсатную залежь внедряется вода непродуктивных горизонтов, залегающих на глубине более 200 м ниже гаэонодяного контакта,В таблице представлены результаты, прогнозных гидродинамических расчетон, характеризующие масштабы обводнения гаэоного месторождения Медвежье. Расчеты произведены по трем различным толщинам вовлеченной в дренирование части водоносного бассейна, при этом для каждого случая приведено число обноднившихся и ныбывших из эксплуатации скважин го и число скважин, которые эксплуатируются с водой н продукции и н кото рых необходимо проведение изоляционных работ пэ, причем Н-толщина вовлеченной в дренирование части водонапорного бассейна, пропластки изолированы друг от друга.В настоящее время месторождение Медвежье разрабатываетсяпо проекту, н котором не учитывается внедрение воды в залежь. При этом суммарное потребное число эксплуатационных скважин равняется 256. Согласно приведенной таблице, минимальное резервное число скважин с точки зрения обводнения должно составлять, 14 плюс некоторое количество из указанных 44 скважин третьего столб ца.Максимальное резервное число скважин может составлять 44,142 и больше при Н=200 м ). Масштабы обводнения скважин не целиком характеризуются таблицей, так как 38 годом еще не заканчивается разработка месторождения Медвежье.Предлагаемый способ контроля процесса разработки газовой залежи по сравнению с известными. позволяет установить тип строения коллекторов водонапорного бассейна, получить количественную характеристику степени приобщаемости водонапорного бассейна к дренированию и на основе этого предсказать время обводнения и число обводняющихся эксплуатационных скважин, знание истинных масштабов обводнения месторождения позволит своевременно. внести коррективы в сложившуюся систему его разработки и принять необходимые меры по регулированию процесса обводнения скважин с целью максимального извлечения углеводородов.110618 Н = 100 м Н = 150 м Н = 200 м Год разработки месторождения о 6 12 13 14 10 15 18 16 24 17 36 18 2 41 4 46 11 56 17 59 20 64 31 70 35 73 45 80 56 90 64 98 77 98 89 102 97 107 106109 110 111 121 111 132 114 138 114 141 117 142 118 7 19 10 20 12 21 15 22 16 23 16 12 24 16 25 20 14 26 23 16 27 28 18 28 29 28 20 29 21 30 32 3 30 3 31 3 31 3 33 5 34 7 37 10 38 14 44 31 32 36 10 33 34 40 29 44 29 35 47 29 36 51 33 37 55 Филиал ППП "Патент, г. Ужгород, ул,Проектная, 4 сВНИИПИ Закаэ 5563/25 Тираж 56 5 Подписное