способ контроля режима разработки углеводородной залежи в однородном пласте

Формула изобретения

СПОСОБ КОНТРОЛЯ РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ В ОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ, включающий выделение в сфере влияния водоносной области разрабатываемой залежи зоны с различными условиями питания, размещение в пределах каждой зоны пьезометрических скважин и измерение в них давления, отличающийся тем, что попарно с пьезометрическими скважинами на участках с различными граничными условиями размещают наблюдательные скважины, измеряют в них давление и положение текущего контура газоводяного контакта между парой скважин (наблюдательной и пьезометрической), находящихся в зоне с едиными условиями питания, затем по изменению давления в них определяют на текущем контуре газоводяного контакта перепад давления между газонасыщенной и водонасыщенной средами и по величине перепада контролируют режим разработки в каждой зоне.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке углеводородной залежи.

Существует способ контроля разработки залежи [1] осуществляемый по измерению давления в контуре в наблюдательных и за контуром в пьезометрических скважинах. По результатам замера судят о режиме разработки залежи.

Известный способ не обеспечивает достоверность контроля при различных граничных условиях питания.

Близким по технической сущности к предлагаемому является способ, включающий размещение пьезометрических скважин в пределах зон с различными условиями питания. Данный способ позволяет ограничить число пьезометрических скважин и повысить надежность контроля за активностью проявления водонапорной системы в процессе разработки залежи [2]

Однако способ не обеспечивает надежность контроля за темпами снижения давления в залежи, так как наблюдательные скважины располагаются без учета взаимодействия водонапорной системы с залежью.

Цель изобретения повышение надежности контроля и регламентации числа и местоположения наблюдательных скважин.

Цель достигается тем, что, согласно способу контроля разработки углеводородной залежи в однородном пласте, включающему наблюдения за развитием депрессии за контуром залежи по пьезометрическим скважинам, размещенным в зонах с различными условиями питания, и в контуре залежи по наблюдательным скважинам, наблюдательные скважины размещают попарно с пьезометрическими на участках с различными граничными условиями питания, замеряют в них давление и положение текущего контура (внешнего контура для полнопластового типа залежи) газоводяного контакта (ГВК) между парой скважин (наблюдательной и пьезометрической), находящихся в зоне с едиными условиями питания, по изменению давления в них определяют на текущем контуре раздела газ-вода перепад давления между газонасыщенной и водонасыщенной средами, и по величине перепада и положению текущего ГВК контролируют режим разработки залежи в каждой зоне.

Предлагаемое техническое решение отличается от прототипа двумя существенными признаками:

размещением наблюдательной скважины в пределах данной зоны питания с пьезометрической;

определением перепада давления между газонасыщенной и водонасыщенной средами на текущей границе раздела газ-вода для каждой пары, находящейся в зоне с различными граничными условиями питания.

Сущность первого отличительного признака заключается в том, что предлагаемое техническое решение однозначно регламентирует число и местоположение наблюдательных скважин по четко определенному критерию условию питания. Этот критерий является основным определяющим фактором при взаимодействии залежи углеводородов с водонапорной системой.

В известном техническом решении [2] предлагается размещать наблюдательные скважины в зависимости от геологических условий, формы залежи, системы разработки и так далее, но без учета ожидаемого взаимодействия залежи и водонапорной системы.

Сущность второго признака состоит в том, что определение перепада давления между газонасыщенной и водонасыщенной частями на текущей границе раздела газ-вода позволяет контролировать режим разработки залежи (газовый, водонапорный и т. п.) без схематизации модели фильтрации газа и воды в переходной зоне, где законы фильтрации жидкости нарушаются в результате фазовых переходов. Из-за фазовых переходов и наличия подвижной границы раздела огрубляется и давление на подвижной границе раздела газ-вода, что влечет к огрублению оценки режима разработки [3]

Способ осуществляется следующим образом.

По материалам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения выявляют согласно способу [2] за контуром залежи граничные условия питания в плане и разрезе, которыми являются соседние залежи, зоны разломов, фациальная изменчивость пласта. Они отделяются друг от друга лучами, проведенными от центра залежи касательно к внешним контурам выявленных граничных условий. В зонах с различными граничными условиями питания размещают пьезометрическую и попарно с ней наблюдательную скважины.

По результатам газо- и гидродинамических исследований определяют емкостно-фильтрационные параметры продуктивного пласта в наблюдательных и пьезометрических скважинах.

С началом разработки начинают вести регулярные замеры давления в них. По всему фонду скважин замеры выполняют одновременно на одну и ту же дату. С началом фиксации снижения уровня давления в одной из пьезометрических скважин начинают работы по контролю положения проекции текущего контура газоводяного контакта (ГВК) на поверхности земли между парами скважины. Контроль выполняют одним из методов полевой геофизики. Эффективным для этих целей является способ измерения компонентов естественного стационарного электромагнитного поля земли в заданных точках профиля исследования, который изложен в способе [5]

По замеренным давлениям, параметрам пласта и положению ГВК рассчитывают давление понижения на текущем контуре раздела газ-вода по пьезометрической скважине для водонасыщенной части залежи и по наблюдательной скважине для газонасыщенной.

Давление на контуре в водонасыщенной части определяется по формуле притока воды в скважину при неустановившемся режиме фильтрации воды в безграничном пласте. Принимая, что приток воды по профилю через пьезометрическую скважину и скважину, расположенную на контуре залежи, одинаков, получим давление на контуре залежи для водонасыщенной части.

P^в_к(r,t)= P_нач-(P_нач-P_п)1+ ,

где Р_нач, Р_п давление начальное и замерное в пьезометрической скважине, МПа;

r_п, r_к расстояние от центра залежи, соответственно, до пьезометрической скважины и до текущего контура залежи в пределах контролируемой зоны, м;

а пьезопроводность, м²/сут;

t время эксплуатации, сут.

Давление на контуре газонасыщенной части залежи рассчитывалось решением уравнения фильтрации идеального газа в замкнутом пласте [4]

P=

где Р_н давление, замеренное в наблюдательной скважине (МПа);

r_н расстояние наблюдательной скважины от центра залежи в пределах контролируемой зоны, м; = ;

m пористость;

вязкость газа, Пас;

К проницаемость, м².

По разности давлений Р_к^в и Р_к^г получают величину перепада давления на текущем контуре ГВК ( Р_к) и контролируют режим разработки залежи.

Рассмотрим конкретный пример реализации способа на месторождении Шатлык, находящемся в Туркменской ССР. На месторождении согласно известному способу [2] выделены две зоны с различными условиями питания.

На чертеже представлена схема размещения наблюдательных скважин на месторождении Западный Шатлык.

Приняты следующие обозначения: 1 внешний и внутренний контур газоносности; 2 боковые границы участка; 3 наблюдательная скважина; 4 пьезометрическая скважина; 5 эксплуатационная скважина; 6 номер участков с различными граничными условиями.

В пределах зон размещают наблюдательные скважины: в I зоне скв.7 и во II зоне скв.6. Попарно к ним размещают пьезометрические скважины: скв.3 в западной и скважина 19 в восточной законтурной части.

По скважинам выполняют газогидродинамические исследования. Результаты исследования следующие. Начальное пластовое давление 36,4 МПа, вязкость газа 0,024х10^-3 Па^.с. Удаленность скв.3 от центра залежи 20600 м, скв.19 16000 м, скв. 7 15000 м и скв.6 10000 м. Пористость пород в районе скв.7 0,201; скв.6 0,21; проницаемость соответственно 0,080х10^-12 м² и 0,102х10^-12 м², пьезопроводность по скв.3 2,0х10⁵ м²/сут, по скв.19 1,1х10⁵ м²/сут.

С вводом залежи в разработку начаты регулярные наблюдения за динамикой давления (уровня) в пьезометрических и наблюдательных скважинах. Зафиксировано, что снижение давления в пьезометрических скважинах началось практически одновременно с эксплуатацией залежи.

Снижение давления в пьезометрической скважине явилось основанием к началу работ по контролю за изменением внешнего ГВК (залежь полнопластовая) между парой скважин. Исследования проводят по известной методике [5] Для исключения возможных ошибок контроль за текущим ГВК выполнен по трем профилям: средней и краевых частей зоны, и по трем замерам вычислено среднее значение, которое принято за проекцию текущего ГВК на поверхности земли. Результаты наблюдений за динамикой давления и текущего ГВК представлены в табл.1 и 2. По формулам (1) и (2) рассчитаны давления на текущем ГВК и перепад давления между газонасыщенной и водонасыщенной частями, формирующегося в процессе эксплуатации, в каждой зоне. Из результатов следует, что перепад давления в районе пары скважин 3-7, контролирующей I зону, меньше, чем в районе пары скважин 19-6, контролирующей II зону. Таким образом, в районе зоны I водонапорная система оказывает более активное воздействие на эксплуатацию залежи.

В целях изменения перепада давления достаточно увеличить или уменьшить отборы газа в эксплуатационных скважинах, находящихся в зоне, контролируемой соответствующей парой скважины. В таком случае давление в газонасыщенной части изменится и соответственно изменится давление отрыва.

Эффективность при использовании предлагаемого способа заключается в упорядочении числа наблюдательных скважин, число которых определяется числом пьезометрических скважин. Так, в приводимом примере достаточном для контроля за разработкой наличия двух наблюдательных скважин. Фактически на месторождении функционируют четыре.