Способ определения высотного положения водонефтяного или газоводяного контакта

Способ определения высотного положения водонефтяного или газоводяного контакта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и позволяет повысить точность определения высотного положения водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГКВ) контакта ..при неосуществимости бурения скважины на водяную часть изучаемой залежи (ИЗ). Для этого скважину бурят в нефтяной (газовой) части пласта ИЗ. Измеряют в ней пластовое давление и плотность УЦ,, нефти (газа) и перовое давление в глинистой покрышке ИЗ. Затем измеряют поровое давление в глинистой покрьшЕке водяной зоны и пластовое давление и плотность Vu воды в залежи в пределах одного нефтегазоносного района с ИЗ и его градиент. Определяют градиенты пластового давления 1 нефти или газа и порового давления в глинистой покрьш1ке водяной зоны , приведенные к кровле ИЗ. Опредеi ляют постоянную для данного нефтега .зоносного района постоянную величи (Л ну К как отношение градиента пластового давления воды к градиенту ij . По полученным данным определяют высотное положение (И) ВНК или ГВК по формуле

C0lO3 СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН (19) (11) (5D4 E 21 В 49 00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3879128/22-03 (22) 01.02.85 (46) 23. 11.86. Бюл. № 43 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН АЗССР (72) Л.А.Буряковский, P.Ä.Äæåâàíøèð и P.Þ.Àïèÿðoâ (53) 553.98(088.8) (56) Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений нефти и газа. — M. Недра, 1977, с.329330.

Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. — М.:

Недра, 1975, с. 89. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫСОТНОГО

ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО ИЛИ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА (57) Изобретение относится к нефтегазовой геологии и позволяет повысить точность определения высотного положения водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГКВ) контакта..при неосуществимости бурения скважины на водяную часть изучаемой залежи (ИЗ) .

Для этого скважину бурят в нефтяной (газовой) части пласта ИЗ. Измеряют в ней пластовое давление и плотность нефти (газа) и поровое давление в-глинистой покрышке ИЗ. Затем измеряют поровое давление в глинистой покрышке водяной зоны и пластовое давление и плотность,) воды в залежи в пределах одного нефтегаэоносного района с ИЗ и его градиент. Определяют градиенты пластового давления

) нефти или газа и порового давления в глинистой покрьппке водяной эог.л ны, приведенные к кровле ИЗ, Определяют постоянную для данного нефтега" ,зоносного района постоянную величину К как отношение градиента пластового давления воды к градиенту

По полученным данным определяют высотное положение (Н„) ВЕ!К или ГВК по формуле H„=H+(g-К „„ Н/(f — ) „, ) 10 где Н вЂ” глубина замера пластового

:давления нефти или газа, м.

1271965

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа.

Цель изобретения — повышение точности определения высотного положения водонефтяного (газоводяного) контакта при неосуществимости бурения скважин на водяную часть изучаеМой залежи.

Осуществление способа стало возможным,благодаря тому, что на основе геолого-геофизических исследований установлено, что в геологическом разрезе каждого нефтегчзоносного района существует связь между градиентами пластовых давлений в пластах-коллекторах с градиентами поровых давлений в перекрывающей их регионально выдер жанной глинистой покрьппке. При этом отношение градиентов пластового давления в водоносных частях залежей к градиентам поровых давлений в перекрывающей глинистой покрьппке для данного нефтегазоносного района является постоянной величиной К.

Способ осуществляется следующим образом.

В пределах нефтегазоносного района, к которому относится изучаемая залежь, выбирается эталонная залежь, для которой уже известно местонахождение водяной части. На водяную часть эталонной залежи бурится скважина.

После этого измеряют плотность пластовой воды, манометром — пластовое давление воды, а поровое давление в перекрывающей водяную часть залежи глинистой покрышке измеряют, напри- мер, методом электрического каротажа.

Определяют градиент пластового давлеHHH B градиент парового давления в глинистой покрышке эталонной залежи и определяют коэффициент K т.е. отношение градиента пластового давления в водяной части эталонной залежи к градиенту порового давления в перекрывающей глинистой покрьппке.

В пределах изучаемой залежи бурится одна скважина, которая вскрывает нефть (газ), измеряют плотность нефти. (газа) в пластовых условиях.

Манометром измеряют пластовое давление нефти (газа), а паровое давление

: в перекрывающей нефтяную (газовую) часть залежи глинистой покрышке измеряют, например, методом электриt0

30 ческого каротажа ° Определяют градиент пластового давления нефти (газа) и градиент порового давления в глинистой покрышке изучаемой залежи, Высотное положение водонефтяного (газоводяного) контакта определяют по формуле

Н Н + (1-К "гл) 10 (1) к - Ф

Н вЂ” глубина замера пластового давления нефти (газа), м; н „, — соответственно плотности нефти (газа) и воды в пласTQBblx условиях, Kl /M ; — соответственно градиенты гл пластового давления нефти (газа) и порогового давления в глинистой покрышке изучаемой залежи, приведенные к кровле изучаемой залежи, МПа/м;

К - отношение градиента пластового давления воды к градиенту порового давления в глинистой нокрьппке в водяной зоне эталонной залежи.

Для доказательства практически допустимой точности определения вы". сотного положения водонефтяного (газоводяного) контакта по предлагаемому способу определяется высотное положение газоводяного контакта для

ЧХХ горизонта месторождения(его фактическое положение 6518 м).

В скважине 9 2266,, пробуренной на водяную часть эталонной залежи, на глубине 5506 м манометром измеряют пластовое давление воды, которое составляет 60,9 МПа (соответственно " градиент пластового давления

0,0111 МПа/M) . Методом электрического каротажа измеряют поровое давление в перекрывающей водяную часть залежи глинистой покрышке, которое на глубине 5415 м составляет 99,,1 ПМа (соответственно градиент порового давления 0,0183 МПа/м). После этого по эталонной залежи определяют коэффициент К, т.е. отношение градиента пластового давления в водяной части залежи к градиенту порового давления в глинистой покрьппке, перекрываю((-К 4p) H

Н+ - — — — — — 10

) в le(r) Н„ высотное положение водонефтяного или газоводяного контакта, м; глубина замера пластового давления нефти или газа, м; соответственно плотность нефти или газа и воды в пластовых условиях, кг/м ь. соответственно градиент пластового давления нефти или газа и порового давления в глинистой покрьппке, приведенные к кровле изучаемой залежи, MIIa/м; отношение градиента пластового давления воды к градиенту порового давления в глинистой покрьппке водяной эоны залежи в пределах одного нефтегаэоносного района с изучаемой залежью. где Н„

Н—

Ун Лв

5 ° >r.

Составитель М.Тупычев

Редактор О.Головач Техред Л.Олейник Корректор С.Шекмар

Заказ 6315/29 Тираж 548 - Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изоберетений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r.Ужгород, ул.Проектная, 4 . о

Ф з 1271 щей водяную часть залежи. Значение . коэффициента 1 0,61.

В газовой залежи VII горизонта в скважине ¹ 25 аналогичным образом измеряют пластовое давление газа на глубине 5710 м, которое составляет

71, 1 МПа (градиент пластового давления газа 0,0124 МПа/м) и поровое давление в перекрывающей глинистой покрьппке, которое на глубине 5625 м 10 составляет 104,6 ИЦа (градиент порового давления 0,0186 ИПа/м). Плотность пластовой воды на месторождениях Бакинского архипелага 1010 кг/м, а плотность газа в пластовых услови- 15 ях в скважине ¹ 25 353 кг/м

Пластовое и поровое давления приведены к единой глубине 5660 м, являющейся отметкой кровли VII горизонта по скважине № 25. 20

Расчет по формуле (1) показывает, что высотное положение гаэоводяного контакта в залежи VII горизонта соответствует глубине 6568 м. Отклонение полученной цифры от фактических дан- 2> ных не превышает О,SX. Расчет высотного положения газоводяного контакта по известному способу при отсутствии скважины, пробуренной на водяную часть пласта, выполнен при усло- 30 . вии, что градиент пластового давления в законтурной области соответствует нормальному гидростатическо" . му — 0,0101 МПа/м. Отметка контакта

6780 м, относительное расхождение 40Х.

Предлагаемый способ позволяет с достаточной для практики точностью прогнозировать высотное положение водонефтяного (газоводяного) контак- „ та и что особенно важно, для тех залежей, например, морских, на которых закладка скважин на водяную часть практически не осуществима, в частности из-за большой глубины воды. 4>

В результате разведка и оценочный подсчет предполагаемых запасов по изучаемой залежи могут быть проведе965 4 ны весьма рационально с затратой меньшего объема разведочного бурения.

Формула изобретения

Способ определения высотного положения водонефтяного или газоводяного контакта, включающий бурение скважины на нефтяную или газовую часть залежи и измерение давления и плотности нефти или газа, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повьппения точности определения при неосуществимости бурения скважин на водяную часть изучаемой залежи, измеряют пластовое давление воды и поровое давление в глинистой покрышке залежи в пределах одного нефтегаэоносного района с изучаемой залежью, поровое давление в глинистой покрьнпке изучаемой залежи, а высотное положение водонефтяного или гаэоводяного контакта определяют по формуле