Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений

Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации (разработки) скважин газовых и газоконденсатных месторождений (ГКМ) для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин.

Жидкость, выносимая из скважины с потоком газа, обычно представляет собой смесь конденсационной воды, выпадающей из паровой фазы при изменении термодинамических условий на пути движения газа из пласта к устью скважины, с техногенной водой, попавшей в призабойную зону и в ствол скважины в процессе бурения или ремонтных операций, или с пластовой водой, проникшей в скважину из подошвенной части залежи.

Известно определение типов вод, основанное на химическом анализе и общей минерализации /1, 2/. Данная технология широко используется в нефтегазовой геологии для определения продвижения пластовых вод в скважину при разработке месторождений и присутствия техногенной воды. Согласно данной технологии отбирают пробы воды пластовой, конденсационной, технической и воды из продукции скважин, в отобранных пробах определяют химическими методами содержание основных макрокомпонентов: анионы - Cl^-, , , ; катионы - Na⁺+K⁺, Mg²⁺, Са²⁺, Fe²⁺. На основе измерения химического состава рассчитывают эквивалентные отношения ионных компонентов. Эти же соотношения определяются для эталонных проб. По результатам сравнения химического состава воды в продукции скважин с составом пластовой, конденсационной и технической вод, принятых за эталонные, дают заключение о природе воды в продукции скважин. В случае если техническая вода изготовлена на основе хлорида натрия, а не хлорида кальция, используемые в данном случае критерии не позволяют выявить границу между технической и пластовой водами.

Недостатком данного технического решения является неоднозначность оценки природы воды в продукции скважин и соответственно источника воды на основе только химического анализа состава поступающей воды. Это обусловлено сложностью химического анализа подземных вод, состав которых формируется в многокомпонентной системе, включающей водную и газовую фазы, а также горные породы, слагающие данное месторождение. При использовании данного способа диагностики природы воды в продукции скважин остаются пробы с невыясненным источником.

Известен также способ, в котором определение доли конденсационной, техногенной и пластовой воды в жидкости, выносимой с добываемым газом, осуществляют на основе анализа химического состава поступающей воды, ее общей минерализации и дополнительно измеренных для определения общего количества воды в добываемом газе термобарических параметров работы газовой скважины /3/. По наличию в поступающей жидкости тех или иных основных макрокомпонентов и их соотношению определяют типы и долю каждого типа воды в продукции скважины. Недостатком данного способа является высокая трудоемкость, а также неоднозначность при разграничении пластовых и техногенных вод.

Все способы, основанные на химическом анализе, имеют один главный недостаток, заключающийся в том, что природу воды определяют по содержанию в ней химических компонентов. В тоже время выносимая из скважин жидкость всегда содержит некоторое количество минеральных солей, захваченных из техногенных или пластовых вод и поступающих с газоконденсатным флюидом в продукцию скважин.

Известен геохимический способ определения природы воды, не зависящий от присутствия в ней химических компонентов, основанный на определении изотопного состава кислорода и водорода воды, принятый за прототип /4, например, стр. 131-151/.

Указанный способ находит применение в геохимических исследованиях для определения генезиса природных вод и позволяет разделить воды морского генезиса от вод метеорных и поверхностных водоемов (реки, озера). В геологической практике данный способ используется для выделения вод различных водоносных горизонтов нефтегазоносных бассейнов. Однако данный способ не может быть применен для определения природы жидкости, поступающей в продукцию эксплуатационных ГК скважин, так как в нем, как и в других известных нам источниках информации, изотопные составы кислорода и водорода не рассматриваются как характерные для вод разного типа (конденсационной, пластовой, технической), выносимых из скважин ГК месторождений.

Задачей изобретения является повышение достоверности в определении природы воды, поступающей в продукцию скважин ГК месторождений.

Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин ГК месторождений путем анализа изотопного состава водорода и кислорода вод, характеризующего непосредственно природу молекул воды, не зависящую от состава и содержания растворенных в воде компонентов.

Заявленный технический результат достигается тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы (области) значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе воды в продукции скважины.

В основу способа положена эмпирическая зависимость изотопного состава водорода от изотопного состава кислорода для различных типов вод, которую можно представить линейным уравнением:

δD=Аδ¹⁸O+В.

Коэффициенты А и В определяют на основе значений изотопного состава эталонных проб воды на изучаемом месторождении.

Доля каждого типа воды в продукции скважин газодобывающего горизонта определяется из следующих уравнений:

а) доля пластовой воды (N_п):

δD_пр=δD_пл.ср×N_п+δD_к.ср×(1-N_п)

δ¹⁸O_пр=δ¹⁸O_пл.ср×N_п+δ¹⁸O_к.ср×(1-N_п)

б) доля технической воды (N_т):

δD_пр=δD_т.ср×N_т+δD_к.ср×(1-N_т)

δ¹⁸O_пр=δ¹⁸O_т.ср×N_т+δ¹⁸O_к.ср×(1-N_т)

Долю пластовой воды (N_п) определяют при условии:

δ¹⁸O_пр и δD_пр > δD_к.ср и δ¹⁸O_к.ср

Долю технической воды (N_т) определяют при условии:

δD_пр и δ¹⁸O_пр < δD_к.ср и δ¹⁸O_к.ср.,

где: δD_пр., δ¹⁸О_пр - изотопный состав водорода и кислорода воды в продукции скважин;

δD_пл.ср, δ¹⁸O_пл.ср - средний изотопный состав водорода и кислорода пластовой воды;

δD_к.ср, δ¹⁸O_к.ср - средний изотопный состав водорода и кислорода конденсационной воды;

δD_т.ср, δ¹⁸O_т.ср - средний изотопный состав водорода и кислорода технической воды.

На чертеже приведен график (палетка), иллюстрирующий способ, согласно изобретению.

Способ согласно изобретению реализуется следующим образом.

На изучаемом газоконденсатном месторождении отбирают две коллекции проб воды: первая (эталонная) - пробы пластовой и конденсационной воды из скважин газодобывающего горизонта и пробы технической воды и вторая - пробы жидкости из продукции скважин газодобывающего горизонта.

Для качественной характеристики вод в отобранных пробах обеих коллекций химическим методом определяют макрокомпонентный состав и общую минерализацию.

В указанных пробах масс-спектрометрическим методом определяют изотопный состав водорода и кислорода. Определяют границы (области) полученных значений для указанных эталонных проб воды. Таблично и графически в координатах δD и δ¹⁸O отображают полученные области значений изотопного состава эталонных проб воды.

Далее для отобранных проб второй коллекции осуществляют анализ изотопного состава водорода и кислорода в соответствии с описанной выше последовательностью.

По степени сходства или совпадения полученных областей (или отдельных точек) изотопного состава водорода и кислорода проб жидкости из продукции скважин со значениями эталонных палеток судят о природе исследуемой воды из продукции скважин.

Ниже приведен пример реализации способа.

Апробация способа согласно изобретению была произведена на газоконденсатном месторождении Западной Сибири (Заполярное НГКМ), где были проблемы с определением типа воды в продукции скважин, эксплуатирующих сеноманский горизонт (верхний мел К₂). Предложенным способом была определена природа воды, поступающей в продукцию сеноманских эксплуатационных скважин этого месторождения.

На первом этапе были отобраны эталонные пробы: конденсационной и пластовой вод из скважин, технической воды из водовода и поверхностных водоисточников, а также пробы жидкости из продукции скважин, источники воды в которой необходимо было определить. Выполнены измерения изотопного состава и химического состава вод обеих коллекций и определены области значений для каждого типа вод. Результаты представлены в табл. 1 и показаны графически на чертеже (палетке).

Взаимосвязь изотопного состава водорода и кислорода для эталонных вод всех типов на этом месторождении представлена зависимостью: δD=7δ¹⁸O+12, где значения коэффициентов (А=7, В=12) вычислены на основе измеренных значений изотопных составов эталонных проб (табл. 1). Как видно из табл. 1 и полученной палетки, области значений изотопных составов кислорода и водорода для эталонных проб разных типов не перекрываются и четко разделились на три области значений, соответственно пластовой (П), конденсационной (К) и технической (Т) воды. Все три области имеют статистически значимые различия в изотопном составе водорода и кислорода вод. Область значений изотопного состава проб воды из продукции скважин (Пр) не выходит за пределы значений для эталонных проб конденсационной, пластовой и техногенной вод. По приведенным выше формулам рассчитаны значения δ¹⁸О и δD для жидкости (воды) в продукции, содержащей разную долю пластовой, конденсационной и технической воды (табл. 2, точки 1-11 на графике).

По результатам сравнения изотопных составов водорода и кислорода (табл. 1 и показанный график, палетка) были выделены типы вод, поступивших в продукцию скважин Заполярного газоконденсатного месторождения. Как видно из приведенного графика и данных таблиц 1-2, вода в продукции скважин - это, преимущественно, конденсационная вода сеноманского горизонта или смесь этих вод с разной долей пластовой (сеноманского горизонта) и технической воды.

Кроме того, с использованием взаимозависимости изотопного состава кислорода и водорода вод способ согласно изобретению позволил достоверно определить источники поступления воды в продукцию пятнадцати эксплуатационных скважин сеноманского горизонта Заполярного НГКМ.

Источники информации

1. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 186-190.

2. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989, 382 с.

3. Патент РФ №2128280, Е21В 43/00. «Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды».

4. Ферронский В.И., Поляков В.А. Изотопия гидросферы. М.: «Наука», 1983, 277 с.

Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, характеризующийся тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы (области) значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе воды в продукции скважины.