Способ выявления притока посторонней воды в добывающей скважине
Патент 1208195
Авторы
Классы МПК
Способ выявления притока посторонней воды в добывающей скважине
Иллюстрации
Реферат
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК цр4 Е 2! В 43/00 (21) 3729436/22-03 (22) 20.04;84 (46) 30.01.86. Бюл. М- 4 (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Г. П. Волобуев,и В. Д. Негиевич (53) 622.32(088.8) (56) Вещезеров В. И,, Анализ условий обводнения скважин, эксплуатирующих залежь нефти пласта Б Красноярского месторождения. — Геология, геохимия, геофизика. — Тр. КуйбышевНИИ НП, вып. 26, Куйбышев,, 1964, с. 64-78.
Вещеэеров В. И. и др. О корреляции вод нефтеносных пластов по гидрохимическим показателям в целях выявления источников обводнения скважин.— . Вопросы разведки месторождений, техники и технологии в нефтедобывающей промышленности. — Тр. КуйбышевНИИ НП, выл. 40, Куйбышев,, 1968, с. 67-76, Мелик-Пашаев Д.К. Методика определения чуждых вод ивыявление причин преждевременного обводнения скважин и пластов. — Геология нефти и газа, 1970, М ll, с. 48-50.
„„SU„„1208195 А
- (54) (57) СПОСОБ ВЬИВЛЕНИЯ ПРИТОКА
ПОСТОРОННЕЙ ВОДЫ В ДОБЫВАКМЦЕЙ СКВАЖИНЕ, включающий отбор проб пластовых вод и определение их минерализации, отличающийся тем, что, с целью уменьшения времени на определение поступления в скважину посторонней воды, определяют содержание меди в воде и отношение его к минерализации, а по величине изменения этого отношения во времени судят о наличии притока в скважину посторонней воды.
1208195
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано для выявления посторонней воды в добывающих нефтяных ск в ажин ах . 5
Цель изобретения — уменьшение времени на определение поступления в скважину посторонней воды, На чертеже показано изменение соотношения содержания меди и минералиэации проб воды из добывающих скважин во времени для двух исследованных скважин.
Способ основан на том, что пластовые воды, расположенные в зоне во- 15 донефтяного контакта (ВНК), характеризуются повышенными, по сравнению с водами, находящимися далеко от контура нефтеносности, или в других, не содержащих нефти пластах, концент- 20 рациями меди. Выявлено, что содержание меди в нефти вышее, чем в породах и пластовых водах поэтому вследствие диффузионного массопереноса происходит перемещение меди из нефти в воду. Это приводит к образованию вокруг нефтяной залежи водного ореола рассеяния меди, концентрация которой, по мере удаления от ВНК, уменьшается. 30
Способ осуществляют в следующей последовательности: отбирают пробы вод из начинающих обводняться добывающих нефтяных скважин; определяют минерализацию 35
1 каждой отобранной пробы воды; определяют содержание меди в пробах воды; вычисляют отношение содержания меди к минерализации для каждой отобранной из скважины пробы воды; по характеру изменения этого отношения во времени судят о наличии притока посторонней воды в скважине.
Пример 1. В процессе эксплуатации верхнемеловой залежи 45 нефти на правобережной площади появилась вода в продукции скважины
У 135, фильтр которой расположен в интервале глубин 5234-5297 м. Минерализация отобранной пробы воды 50 составила 27,14 г/л при содержании в воде меди 389 мкг/л (см, таблицу). Для данной пробы отношение содержания меди (Cu) к минерализации (М), умноженное для удобства 55
6 Си на величину 10 (-- 10 ), равно
14,3 условных единиц (усл. ед.), для отобранной через )2 дней пробы с минерализацией 25,984 г/л и содержанием меди 261 мкг/л, отношение
Си б
10 оказалось равным 10 усл. ед, Затем для пробы, отобранной на 31-й день наблюдения, имеющей минерализацию 25,526 г/л и содержание меди 145 мкг/л,- отношение состави ло 5,7 усл. ед. Наконец для пробы воды, отобранной через 53 дня, минерализация которой 25,462 г/л, и содержание меди в которой равнялось
55 мкг/л, отношение Си 6 было равМ но 2,2 усл. ед, Полученные значения
Си 6 отношения — ° 10 наносились на график
М (см. чертеж), по одной оси которого откладывались величины данного отношения, по другой — время наблюдения (в сутках . Таким образом, отобранные пробы вод были представлены на графике набором точек, соединив которые, получили линию А, характеризующую изменение величины отношения
Си
М вЂ” 10 во времени для воды из данной скважины (см. чертеж). По характеру изменения этой величины, т,е, уменьшения от 14,3 усл. ед. для первой пробы воды до 2,2 усл, ед. для последней было сделано заключение, что скважина обводняется пластовой водой приконтурной зоны вследствие подхода к рабочему интервалу скважины водонефтяного контакта.
Пример 2. Аналогичные наблюдения были проведены на скважине
Ф 131 того же месторождения, которая дренирует присводовую часть нефтяной залежи в интервале 47154770 м. Из скважины с момента появления в ней воды было отобрано семь проб, минерализация которых, содержание в них меди и вычисленные
Си 6 для каждой пробы отношения --10
M приведены в таблице, На графике изменение этого отношения по времени представлено линией Б (см. чертеж).
Наблюдения показали, что для проб воды иэ данной скважины величина
Си 6
М вЂ” 10 незначительно изменяется во времени в пределах 2,9-3,1 усл. ед., линия Б (см. чертеж) параллельна временной оси. Следовательно, в скваз 1208195 4 жине имеет место приток посторонней лежащих водоносных горизонтов. Дальводы из участка пласта, расположен- нейшие исследования на скважине поканого далеко от ВНК, возможно из выше- зали, что она технически неисправна.
Скважина, Ф
Дата отбора Минерализа- Содержание Си е пробы ция (М), меди (CU), М г/л мкг /л
135
14,3
389
10,0
261
145
2,2
2,9
131
3,1
3,0
3,0
3,0
22,907
2,9
2l,828
3,0 (12
M 44 Времй, сут, 10
Составитель М, Тупысев
Редактор 10, Середа Техред М.Пароцай Корректор B. сутяга й
Заказ 211/40 Тираж 548 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 25.01.82
05,02.82
24.02.82
18.03.82
22.07.83
25.07,83, 27.07.83
01.08.83
08.08.83
25.08 ° 83
07.09.83
27,14
25,984
25,526
25,462
28,384
23,334
22,845
21,866
22,518