Способ геохимического контроля за эксплуатацией нефтяного месторождения

Способ геохимического контроля за эксплуатацией нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Сущность способа: в пределах площади элемента разработки из шпуров глубиной не менее 0,5 м и с шагом, соответствующим масштабу геохимической съемки отбирают пробы подпочвенных газов и определяют в них фоновые и аномальные значения концентраций углеводородных и неуглеводородных компонентов газа, а также разности плотностей газов и воздуха и по этим показателям судят о расположении и развитии очагов внутриплэстового давления, направлениях перемещения углеводородных флюидов и продуктов их горения в пласте. 1 табл. ел с

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

>st)s Е 21 В 43/243

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 (21) 4817559/03 (22) 13.03,90 (46) 15.02.93. Бюл, М 6. (71) Раменский филиал Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского и технологического института геологических, геофизических и геохимиче. ских информационных систем (72О В. Д. Бугарь. Г. А; Ермилова и П. Д. Жуков (56) Байбаков Н, К„Гарушев А. P. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988, Изобретение относится к контролю за эксплуатацией нефтяных месторождений, разрабатываемых методом внутрипластового влажного горения (В ВГ). Контроль заключается в определении фронта горения.

Известны способы локализации очага эндогенного пожара, применяемьге в угольной промышленности для определения очага самовозгорания угольных пластов.

Способ заключается в установлении контура эндогенного пожара и определении его проекции на дневную поверхность, бурении контрольных шпуров с дневной поверхности внутри проекции контура пожара, отбор проб газа из шпуров и скважин, определении в них концентрации индикаторных газов и сравнении их с фоновыми значениями.

Наиболее близким техническим решением является способ контроля, заключающийся в изучении динамики дебитов углеводородных флюидов в эксплуатацион„„Я3„„1795093 А1 (54) СПОСОБ ГЕОХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ 3А ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (57) Сущность способа: в пределах площади элемента разработки из шпуров глубиной не менее 0,5 м и с шагом. соответствующим масштабу геохимической сьемки отбирают пробы подпочвенных газов и определяют в них фоновые и аномальные значения концентраций углеводородных и неуглеводородных компонентов газа, а также разности плотностей газов и воздуха и по этим показателям судят о расположении и развитии очагов внутрипластового давления, направлениях перемещения углеводородных флюидов и продуктов их горения в пласте. 1 табл. ных скважинах и наблюдении по контрольным скважинам ряда индикаторных показателей внутрипластового горения (концентрации углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, углеводородных газов, паров . воды, температуры и давления).

Известный способ контроля позволяет фиксировать продвижение фронта внутрипластового горения через контрольные, нагнетательные и эксплуатационные скважины, расстояние между которыми составляет 50 — 150 м. Однако данная сеть скважин не позволяет детально изучить структуру и динамику продвижения фронта горения между скважинами, составить оптимальный график эксплуатации месторождения, что приводит к значительному уменьшению нефтеотдачи эксплуатируемых пластов. Сгущение же сети контрольных скважин и риводит к резкому увеличению затрат на контроль за эксплуатацией месторождения, 1795093 которые не покрываются прибылью от продажи дополнительно добытой нефти (стоимость одной контрольной скважины составляет несколько сот тысяч рублей).

Целью настоящего изобретения является устранение укаэанных недостатков и, следовательно, оптимизация контроля и повышение его достоверности при сокращении затрат. Поставленная цель достигается тем, что в способе геохимического контроля ,эа эксплуатацией месторождений, разрабатываемых методом внутрипластового влажного горения, отбирают пробы подпочвенных газов шпуров, при этом дополнительно измеряют плотность подпочвенных газов Q) в шпурах и плотность воздуха Ъ ) на поверхности, выделяют положительные и отрицательные аномалии азота, кислорода, углекислого газа, водорода; рассчитывают фоновые и аномальные значения разности (рг- — р ) и концентраций углеводородных газов, выделяют их положительные и отрицательные аномалии, проводят наложение аномальных геохимических полей, изучают их геохимическую зональность, связанную с неравномерностью выработки продуктивного горизонта, и по полученным результатам выделяют очаги внутрипластового горения.

Предлагаемый способ контроля за эксплуатацией нефтяных месторождений реализуется следующим образом, В пределах площади элемента разработки проводят геохимическую шпуровую съемку с шагом, соответствующим масштабу съемки, например, при масштабе геохимической съемки 1;1000 и размерах поисковых локальных объектов не менее 10 м, сеть опробования 10х10 является оптимальной, Глубина шпура не менее 0,5 м, Отбирают пробы подпочвенных газов следующим образом, Металлической трубкой с применением кувалды бьется шпур, глубиной 0,5 м, из которого отсасывают подпочвенный воздух в стандартные пробоот. борники объемом от 100 до 250 мл, которые отправляют на газовый анализ (прибор

Цвет — 100) в определительскую лабораторию, Кроме того, измеряют плотность этих газов в шпуре (p) и плотность воздуха (рц) прибором типа "Вариотек", цена деления которого 1ррп, т.е.! молекула) 1 млн. молекул газовой смеси.

Проводят хроматографический анализ подпочвенных газов для определения объемных концентраций углеводородных газов от метана до гексана включительно, а также неуглеводородных газов: азота, кислорода, углекислого газа, водорода.

Выделяют положительные и отрицательные аномалии азота, кислорода, углекислого газа и водорода относительно их воздушных концентраций.

Рассчитывают фоновые и аномальные значения разностей плотностей подпочвенных газов и воздуха э — р). а также концентраций углеводородных газов, выделяют их положительные и отрицательные аномалии.

Проводят наложение аномальных геохимических полей и изучают их геохимическую эональность.

При сравнении распределения газовых составляющих была установлена дифференциация геохимического поля, связанная с неравномерностью выработки продуктивного горизонта, Незатронутые внутрипластовым горением участки (целики) определяются по отрицательным аномалиям разности плотностей подпочвенных газов и воздуха (<400 ррм), метана (<0,0004 об. ), азота (<78,0 об, ), СОг (<40,0 об ) и отсутствием гомологов метана.

Стадия начала горения определяют по положительным аномалиям; CH4 (> 0,001 об. ), Ог (> 20,0 об. ), СОг (> 0,6 об,g), Нг (>0,02 об. ), а также по повышенным значениям разности плотностей подпочвеннЫх газов и воздуха (>600. ррм) и появлением гомологов метана (СзНа, С4Н 1о), Стадия интенсивного горения характеризуется положительными аномалиями разности плотностей подпочвенных газов и воздуха (>1000 ррм), йг (>79,0 об,g), СОг (>9,8 об. ),Нг (>0,06 об.g). а также наличием СН4 (>0,0006 об. ) и его гомологов до бутана и выше, в том числе и непрвдельные

УВГ (СгН4, СзН6, С4НВ) и отрицательными аномалиями Ог (<19,0 об. ).

Основные пути перемещения углеводородных флюидов и продуктов горения определяют по максимальным значениям разности плотностей подпочвенных газов и воздуха по схеме: нагнетательные скважины — очаги внутрипластового горения эксплуатационные скважины.

Участки, незатронутые внутрипластовым горением, разделяют нефтесборные площади эксплуатационных скважин.

Характеристика стадий внутрипластового горения представлена в таблице.

Предлагаемый способ был опробован на месторождении Каражанбас (Зап, Казахстан, Бузачинский свод), залежи нефти которого расположенные на глубине 300-400 м от дневной поверхности, эксплуатируют методом ВВГ, 1795093

Формула изобретения

Составитель Г. Ермилова

Техред М.Моргентал Корректор Н. Милюкова

Редактор Т, Иванова

Заказ 413 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101

Способ геохимического контроля эксплуатации нефтяного месторождения, разрабатываемого с использованием внутрипластового влажного горения, включающий отбор проб индикаторных газов и определение в них углеводородных и неуглев6дородных компонентов, о т л и ч а ющ И и с я тем, что, с целью повышения эффективности способа и снижения затрат, в качестве проб индикатор ых газов отбирают пробы подпочвенных газов из шпуров, дополнительно определяют фоновые и аномальные значения концентраций углеводородных и неуглеводородных компонентов и разности плотностей газов и воздуха и по значениям этих показателей судят о расположении очагов внутрипластового горения, стадиях его развития и направлении перемещения углеводородных флюидов и продуктов их горения в пласте.