Способ определения емкостных характеристик трещиновато- пористого газоконденсатного пласта

Способ определения емкостных характеристик трещиновато- пористого газоконденсатного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений и определения запасов газа и конденсата. Цель - определение насыщенности газоконденсатного пласта жидкой и газовой фазами. Многократно закачивают в пласт в газе-носителе индикатор, не растворимый в жидких углеводородах и растворимый в газовой фазе, и выдерживают его в пласте разное время. Извлекают индикатор из пласта с пластовым флюидом и определяют в извлекаемых пробах концентрацию индикатора и компонента пластового газа. По данным об измеряемых концентрациях и коэффициенте распределения компонента пластового газа между газовой и жидкой фазами в пластовых условиях вычисляют по формуле насыщенность пласта жидкой и газовой фазами.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

„.80„„1544966 (51)5 Е 21 В 49/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCKOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ВСЕГО

ПИЕТЕТ яЭ - 1

Б11БД1", ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

fl0 ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4411426/31-03 (22) 15.04.88 (46) 23.02,90, Бюл. "- 7 (71) Московский институт нефти и газа им. И,М.Губкина (72) К.С.Басниев, П.Г, Бедриковецкий, Ю,А,Журов, Е.Н.Дединец, H..В.Авраменко, И.A.ËåîíòüåB, P.N.Тер-Саркисов, В.М.Казаков, А.А. Валюшкин и H.A.Ãóæîâ (53) 622.241(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 1017794, кл. Е 2! В 47/00, 1977.

Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю,И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов, N. Недра, 1986, с. 30-40, 45-49. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЪ|Х

ХАРАКТЕРИСТИК ТРГЩИНОВАТО-ПОРИСТОГО

ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО.IUIACTA (57) Изобретение относится к газодоИзобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений и определению запасов газа и конденсата °

Цель изобретения — определение насыщенности газоконденсатного пласта жидкой и газовой фазами.

Способ осуществляют следующим образом, В пласт закачивают индикатор, нерастворимый в жидких углеводородах и растворимый в газовой фазе. Закачанный индикатор занимает определенный объем пористой среды, т.е. созда ется так называемый "стационарный бывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных месторождений и определения запасов газа и конденсата. Цель — определение насыщенности газоконденсат ного пласта жидкой и газовой фазами.

Многократно закачивают в пласт в газе-носителе индикатор, не растворимый в жидких углеводородах и растворимый в газовой фазе, и выдерживают его в пласте разное время. Извлекают индикатор из пласта с пластовым флюидом и определяют в извлекаемых пробах концентрацию индикатора и компонента пластового газа. По данным об измеряемых концентрациях и коэффициенте распределения компонента пластового газа между газовой и жидкой фазами в пластовых условиях вычисляют по формуле насыщенность пласта жидкой и газовой фазами.

IaaaL л

»Дь источник индикатора". В начальный мо- »ф3» мент времени в данном объеме все тре- ф щины заняты закачанным индикатором. ф)

Нерастворимый в жидких углеводородах фф индикатор диффундирует в блоки, а находящийся в блоках природный газ диффундирует из блоков в трещины. В результате происходит перераспределение концентраций индикатора в трещинах С, и природного газа в блоках С .

Процесс перераспределения инликатора и природного газа можно описать математической моделью, в которой рассматривается случай, когда блок несравненно меньше области фильтрации.

Ф%Ф

Обозначим через С„отношение тек угк й

1544966 где С„

С г (г2 ) °

С (r,о)=0; 0 (г « 1е

С„(1,0)=1; r=l;

8С« ас

47)))2m (1 S)- — +4612дш --2=0 аг «Э 1!

О. ш

m 2

2йг 8С2 D2(1- S) 1 а эС ) .ЭГ, S г2 Эг аг

К

С2(r 0)=1; 0. r 1;

С«(1,0)=0; r-=1; .

4fil2m<(1-$) и,— -+4))1 m д

2 аг

20 (2) 25

Ф

ЭС, гс

Решени ет вид!

-Р

OO

Ф с (l,t(= — — +6, -- p 12 2 +9(в+1) Величина 1.Ы),, 0ие (3), является щего уравнения:

31о

tgld = — — ——

3+) 12 2

3m

ГДЕ

1 m,l(i $) входящая в выражеи-м корнем следуюуравнения:

25 3Ы„

tgl a(3+ )2, 1 o(2

"з

Решение системы уравнений (2) имеет вид: («-8 ) Л 2

1 оо е («- ° )+ 5(и

a(n

2 2(1 ")=,+1 6>2,,12 2,+9(р,+1) () 31

tgla = — — ——

< 3+p 12 (Зш,л где н11((1-s)+s/к3

50 концентрации С; к ее начальному значению С;,, i=1,2. Процесс перераспределения относительных концентраций

С и 62 можно описать математической

« моделью, в которой блоки представлены-в виде шаров радиуса R! дС D„a ас, а процесс перераспрецеления пластового газа описывается системой уравнений:

Величина lotп, входящая в выражеп

45 йие (4), является и-м корнем уравнения:

1 22 т — удовлетворяет уравнению:

3 la п.2

tgl Ы

"2 3+P 12d2

l32

Пусть известны значения концентрации закачанного индикатора и пластового газа на два момента времени:

С (l,t „), С,(l,t ) и С (1„с,) т концентрация «акачиваемого индикатора; концентрация пластового газа (или одного из его компонентов) по результатам проводимых анализов; коэффициент молекулярной диффузии закачиваемого индикатора; коэффициент молекулярной диффузии пластового газа (или его компонента); насыщенность блока жидкостью; пористость трещин; пористость блоков горной поОДЫ 1 раскрытость трещин; пространственная координата, меняющаяся в пределах от 0 до 1, где 1 — радиус шара (характерный размер блока); коэффициент распределения компонента пластового газа между газовой и жидкой фазами в пластовых условиях. е системы уравнений (1) имеа величина 1a(является решением

Ф и Й2(1,t«), где t „, t « - Г «мс г и

Г21 Ю 22,» 1 МВКСi 1 МNКЕ 2 МRkC времена, при которых прибор(с погрешностью 10 ) регистрирует концентрации, отличные от предельных.

Ь m«h

С

m, ä+m 1 (1- S) 3 ш21((1-S)+S/Ê)

С

m 1 С(1-S)+S/Kl+3m«а

Тогда, как видно иэ (3) и (4), получаем четыре трансцендентные уравнения для определения следующих вели=ь =- — - — --; =П /12 (5) т 1(1-S)

1544966

Зш л (1-S)D2

=,а — — — — ------, = — — — — — —,— —, (6) m,1 t(1-S)+S/К) i 1 f(1-S)+S/К) откуда насыщенность пласта жидкой фазой находят из уравнения к(л — л.)

8 Х (7)

>г+К(Р

Тогда, зная у и „, определяем

О,/12 и К !12 и из выражения для и

42 найдем отношение емкостных свойств блоков и трещин.

Если в (3) и (4) в сумме можно ограничиться первым членом, то у.(1=

=1,..., ) определяются из системы трансцендентных уравнений.

Возвращаясь к первоначальным переменным, обозначим соответственно через С и С исходные концентрации индикатора в закачиваемом газе-носителе и определяемого компонента в пластовом газе; С и С вЂ” соответственно текущие концентрации индикатора и компонента пластового газа после первой закачки и выдержки в пласте в течение периода времени t, Сг и С2 — то же, после второй закачки и выдержки в пласте в течение периода времени сг. Тогда имеем:

С, I5,2 Р,, --,С

CO Р+1 3 Р+1 Cá 2/

) 2 р,+1

С, э, 2 P, — Уг(а„Я, С P2+1 3 P+1

22

1 СЗ 2 /ьг 2-Г 1 — — — — =(- — — ) (— —— р,+1 С; 3 р,+1,+1 г

1 2

1 С 22 r"2 — y («„),. — — - —,=- — — е (11)

,+1 С, 3 р,+1

Способ осуществляется следующим образом.

Для создания в пласте замкнутого стационарного источника индикатора в пласт перед закачкой индикатора закачивают несмешивающуюся с закачиваемым индикатором жидкость. По промысловым исследованиям объем этой жидкости должен быть равным не менее

0,15 м на 1 м вскрытой толщины пласта. Закачку осуществляют цементировочными агрегатами. В пласт закачивают известный объем нерастворимого в жидких углеводородах, но растворимого . в газовой фазе индикатора. Индикатор закачивают в пласт не менее двух раз с различной выдержкой в пласте. Время (8) К(Р2 .М

S = — — — — — -=0,2. +К(,-2Ь ) 5 нахождения индикатора в пласте определяют опытным путем, исходя из соотношения величины изменения концентрации компонента и погрешности измерительного прибора. После каждой закачки и

10 выдержки индикатора в пласте проводят отбор проб пластового газа и проводят их анализ, Перед очередной закачкой необходимо обеспечить полный вынос индикатора из пласта.

Пример. В скважину закачивают буферную жидкость с целью оттеснения пластового флюида из трещинного пространства вокруг блока в объеме

0,15 мг на 1 м вскрытой мощности пласта. После этого эакачивают индикатор (гелий) и выдерживают его в пласте 3,6 . 10 " с. Скважину пускают в эк сплуатациЫ, в процессе которой отбирают пробу и определяют в ней концентрации закачанного индикатора и компонента пластового газа (например, пропана). После выноса всего закачанного индикатора скважину закрывают. При по30 второй закачке индикатора его выдерживают в пласте 5 10 с и повторяют все операции, По результатам анализов проб, отобранных при двух закачках, определяют концентрации закачанного индикатора и

35 компонента пластового газа. По формулам (8) и (10) определяют величины

f32 H /Ъ2 °

Коэффициент фазового распределения пропана в пластовых условиях К=0,998, 40 коэффициент молекулярной диффузии гелия D =10 Ем2/с ° Относительные значения концентраций, соответственно, гелия и пропана составляют:

r 2

С г С2

45 --=1 32 ° 10 — =0 99 при времени

СО

2 2 выдержки в пласте t 3,6 ° 104 с;

С г С

--=1 24 10 --=0 991 при времени

С С

4 выдержки в пласте t2=5,0 10 с.

Решая трансцендентные уравнения (8) и (10), имеем, что в;-10 г, а ь = х10 .

Из уравнения (9) получаем, что характерный размер блока 21=0,2 м.

ЗнаЯ Р, и юг находим насыщенность блоков жидкой углеводородной фазой по формуле (7):

1544966

Соответственно насьпценность пласта газовой фазой ранна:

Sп = (1- S,.) =О, 8 ие

1-—

11 (т я,+1

С (J

С0

С1 2 — = (С 3

1 р +1 где С,,С и соответственно исходные концентрации индикатора в эакачиваемом газе-носи30

Составитель М.Тупысев

Техред М.Дидык Корректор М.ь1ароши

Редактор Н,Яцола

Тираж 484

Заказ 479

Подписное

3НИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.ужгород, ул. Гагарина,!01

Зная по исследованию кернового Материала пористость блоков а =0,05, определяют трещинную пористость 2m „+ и

=2,67х10 . Характерная раскрытость фильтрующих трещин 2d=6x10 м. Откуда пористость трещин m 0,4. 10

Использование предлагаемого спосо, ба определения емкостных характеристик трещиновато-пористого газоконден сатного пласта позволяет определить в пластовых условиях фазовое состоя- 15 ние флюида, а также насьпценность пласта-коллектора газовой и жидкой фазами в отдельности, Формула изобретения 20

1. Способ определения емкостных характеристик трещин овато-пористого, газоконденсатного пласта, включающий многократную закачку в пласт индикатора с различным временем его выдержки в пласте, последующее извлечение его из пласта с пластовым флюидом и определение изменения концентрации индикатора в продукции скважины, отличающийся тем, что, с целью определения насьпценности газоконденсатного пласта жидкой и газовой фазами, в пласт многократно вакачивают индикатор в газе-носителе, 35 1е растворимый в жидких углеводородах и растворимый в газовой фазе, Определяют. в извлекаемых из пласта

Ьробах концентрацию компонента пластового газа, а изменению концентрации 40

Компонента пластового rasa и индикатора определяют, насыщенность пласта

Жидкой и газовой фазами по формулам

К(,- Л1)

Я е S — 1 8 " р +к(р -р ) где Б,S „— насыщенность пласта сортветственно жидкой и газовой фазами;

К - коэффициент распределения компонента пластового газа между газовой и жидкой фазами в пластовых условиях; р,, р - величины, определяемые из траксцедентных уравнени теле и определяемого компонента в пластовом rase;

С,,С 1 - соответственно текущие

1 концентрации индикатора и компонента пластового газа в газе-носителе после первой закачки и выдержки в пласте в течение периода времени t (сут}; и

С,,С вЂ” то же, после второй закачки и выдержки в пласте в течение периода времени

t 2 (сут) причем tz)t °

2. Способ по и, 1, о т л и ч а ю— шийся тем, что в качестве нерастворимого в жидких углеводородах и растворимого в газовой фазе индикатора используют инертный газ, например, гелий или аргон.