Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
146
чен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ—вода с достаточной точностью затруднительно, наибольший эффект в этом случае дает применение акустико-гидродинамических исследований скважин.
Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал толщины пласта, включающий газоводяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газоводяного контакта можно предложить также следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работ по изоляции притока воды.
1. Проведение в зоне вскрытого интервала, включая газовую и водяную части пласта, поствольных измерений давлений при помощи дифференциальных манометров в работающей скважине с последующей оценкой контакта по точке перегиба кривой изменения давления по глубине, происходящего вследствие различных соотношений между газом и жидкостью.
2. Проведение поствольного серийного отбора проб газа и воды в работающей скважине глубинными пробоотборниками в зоне вскрытого интервала. Анализ соотношения газа и воды в пробах, полученных с разных интервалов, позволит оценить положение газоводяного контакта, а именно, двигаясь сверху вниз, после прохождений контакта количество газа в пробах будет резко уменьшаться и соответствовать количеству растворенного газа в воде.
Для установления положения контакта достаточно построить зависимость изменения количества газа в пробоотборнике по глубине. Серийный отбор проб вместо единичных измерений необходим для того, чтобы исключить случайные отклонения, которые довольно часты при отборе двух фаз.
3. Проведение термокаротажа последовательно в работающей и остановленной скважине через лубрикатор и сопоставление полученных термограмм. Аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, соответствующая понижению температуры, характеризует газоносную часть пласта, а повышение температуры соответствует водоносной части пласта.
В настоящее время газоводяной контакт по уровню жидкости в остановленной скважине не устанавливают, так как после ее возбуждения уровень жидкости в стволе обычно находится выше контакта газ — вода в пласте. Это может быть обусловлено как замедленной стабилизацией давлений вслед-
147
ствие низких коллекторских свойств пласта, влиянием капиллярных сил на границе газ — вода при наличии уровня воды в стволе скважины ниже кровли газоводяного пласта, так и пропусками газа в арматуре и соответствующей компенсацией за счет притока газа из пласта при наличии уровня выше кровли газоносного пласта. Аномально высокое положение контакта может объясняться плохой очисткой скважины и засорением призабойной зоны, вследствие чего затруднен уход жидкости в пласт при остановке скважины.
4. По уровню жидкости в остановленной скважине, вскрывшей зону газоводяного контакта, последний можно оценить путем проведения перфорации под давлением в предварительно осушенной скважине с последовательным вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части. При этом уровень жидкости, соответствующий газоводяному контакту, отбивается, например, путем проведения поствольных измерений давлений глубинными приборами по точке перегиба кривой изменения давления по глубине или другими способами. Этот способ применим для наблюдения за изменением ГВК при разработке.
5. Для оценки высоты газоводяного контакта, когда на месторождении, особенно с аномально высоким давлением, пробурена одна или несколько скважин, не дошедших до водяной части пласта, можно применить следующий метод при известном устьевом давлении ру и пластовом давлении на контакте газ — вода рк, равном гидростатическому (или отличающихся на известное значение).
Тогда давление на контакте газ — вода по газу и воде
0,03415р1к
Рк = Руe Tcpzcp ;
Рк = 0,°1рв?к 9.
Приравнивая два этих уравнения, имеем
0,03415р1к
0,01рвік9 = Руe Tcpzcp . (4.9)
Откуда методом подбора находим значение Ьк, когда равенство (4.9) будет соблюдаться, это будет соответствовать высотному положению контакта газ — вода Ьк.
Вместо формулы (4.9) может быть предложена следующая. Раскладывая в ряд показательную функцию в правой части уравнения (4.9), имеем:
148
0,01рвік g = Ру 11 + 0,03415 -^] = Ру(і + Яіік),
TcpZcp /
где S1 = 0,03415
TcpZ cp
Преобразовывая последнее выражение и решая относительно Ьк, получаем
0,01рв^кд = Ру + РуЗ^; Ру = ік(0,01рвд — РуА1)
или окончательно имеем формулу для определения контакта газ—вода
L =_Ру_
0,01рвд - Ру0,03415 р
cp cp
Когда измерено пластовое давление рз на глубине L, тогда для определения контакта газ — вода решаем следующее уравнение:
0,0^ д = Рз e JcpZcp
методом подбора значения LK. Разлагая в ряд экспоненциальную функцию, имеем
0,01рвLкg = Рз[1 + — L)].
Откуда
г = 1 - S1L
0,01рвд s
1 - 0,03415- рГ
гк-- 0,01 -рвд - 0,03415- р
T Z
cpcp
где Гср и zср берутся как средние между L и Гк и рз и рк. Последние величины соответственно пластовое давление на забое скважины и газоводяном контакте.
