Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатика
ИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханика
ОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторика
СоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансы
ХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника

Определение границ залежей нефти и газа расчетно-гидростатическим методом по результатам исследования продуктивной и законтурной скважин

Читайте также:
  1. I ОФИЦИАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ УГРОЗ НАЦИОНАЛЬНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РОССИИ
  2. I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ И ЦЕЛИ
  3. II. МЕТОДЫ (МЕТОДИКИ) ПАТОПСИХОЛОГИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДИКИ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ВНИМАНИЯ И СЕНСОМОТОРНЫХ РЕАКЦИЙ
  4. II. Определение для каждого процесса изменения внутренней энергии, температуры, энтальпии, энтропии, а также работы процесса и количества теплоты, участвующей в процессе.
  5. II. Требования к результатам освоения основной образовательной программы
  6. III Альтернативная версия и современные исследования.
  7. III. Лабораторные исследования

Способы аналитического определения высотного положения контактов в залежах углеводородов по известным замерам пластовых давлений в продуктивной и водоносной частях пластов неоднократно привлекали внимание исследователей. В советской литературе вопрос расчетного определения контактов впервые был затронут в 1942 г. А.Н. Снарским и В.М. Барышевым. Они предложили гидростатический способ рас­чета высотного положения газонефтяного контакта, предполагая, что плотность газа в пластовых условиях равна нулю. В результате получена формула

(2.1)

hГНК = 10 (Рн –Рг) ,
gн

 

где hГНК - расстояние по вертикали от точки замера пластового давле­ния в нефтяной скважине до газонефтяного контакта; Рн, Рг пластовое давление в скважинах, расположенных соответственно в газовой и нефтяной частях залежи; gн — среднее значение плотности нефти в плас­товых условиях.

В 1952 г. М.А. Жданов предложил способ расчета высотного положения газоводяного контак­та по формуле, аналогичной приведенной выше (2.1). В 1970 г. он при­вел аналитические выражения для определения высотного положения кон­тактов газ — вода, газ — нефть и нефть — вода по замерам пластовых давлений, которые имеют вид:

 

 

(2.2)

hГВК = hв - 10 (Рв –Рг) ,
gв

(2.3)

hГНК = hн - 10 (Рн –Рг) ,
gв

(2.4)

hВНК = hв gв – hн gн - 10 (Рв –Рн) .
gв - gн

Здесь hГВК, hГНК, hВНК — абсолютные отметки соответственно газо­водяных, газонефтяных и водонефтяных контактов; hн, hв абсо­лютные отметки точек замеров пластовых давлений в скважинах, рас­положенных соответственно в нефтяной зоне и за пределами залежи, в водяной зоне; gв, gн - плотность нефти и воды в пластовых условиях;

Рг, Рн и Pв — пластовые давления в скважинах, расположенных соответ­ственно в газовой и нефтяной зонах залежи и за ее контуром, в водяной зоне.

 

Вопросы расчетного определения положения водонефтяного контакта, его внутреннего и внешнего контуров с использованием гидростатичес­ких законов и гидродинамических характеристик пласта изучал С.Ф. Сайкин. В одной из статей [93] он рассмотрел случай, когда пласт находится в статическом состоянии. Определение положения водонефтяного контакта проведено на основе предположения о постоян­стве плотностей пластовой нефти и воды, об отсутствии капиллярных сил на границе раздела жидкостей и без учета влияния регионального движе­ния пластовых вод. При наличии одной скважины в пределах нефтяной залежи, а второй — в водоносной части пласта гидростатическое уравне­ние равновесия давлений на уровне водонефтяного контакта принимает вид:

(2.5)

Рп + hп gн = (Hв – hвн + hп) gв,

где Рп —пластовое давление у подошвы пласта в скважине, расположенной в нефтяной зоне; gн и gв - плотность нефти и воды в пластовых усло­виях; hп — расстояние от подошвы пласта в продуктивной скважине до плоскости водонефтяного контакта; hвн -расстояние между подошвой пласта в нефтяной и водяной скважинах; Hв высота столба воды, считая от подошвы пласта в водяной скважине.

Из формулы (2.5) следует, что расстояние от подошвы пласта в про­дуктивной скважине до поверхности водонефтяного контакта можно вычислить по выражению

(2.6)

hп = Рп - (Hв – hвп) gн .
gв - gн

Расстояние от продуктивной скважины до внутреннего контура нефте­носности (L) определяется отношением

L = hп .
tga

Подставив в формулу (2.7) выражения для определения hп и tga, найдем

(2.7а)

L = a Рп - (Hв – hвн) gв .
hвн (gв - gн)

Здесь a — угол наклона подошвы пласта; a — расстояние между нефтяной и водяной скважинами.

Уровень воды Hв в расчетах может быть заменен пластовым давле­нием (Рп), замеренным у подошвы пласта. Тогда формула для опреде­ления расстояния до внутреннего контура нефтеносности примет вид

(2.7б)

L = a Рп - Рв – hвпgв .
hвп (gв - gн)

При вычислении расстояния от продуктивной скважины до внешнего контура нефтеносности в выражения (2.7,а) и (2.7,6) следует подставить значения соответствующих величин применительно к кровле пласта.

С.Ф. Сайкин также рассмотрел роль колебания плотностей неф­ти и воды в различных областях пласта, определил влияние капиллярных сил и гидравлического напора вод на положение водонефтяного контак­та. Он дал оценку и провел учет влияний различных физико-гидродинами­ческих факторов на положение и форму водонефтяного контакта в стати­ческом состоянии.

Положение газоводяного контакта в залежах устанавливается расчет­ным способом по статическому уровню воды на основе выражения:

(2.8)

HГВК = С - 10Рг ,
gг

где С абсолютная отметка статического уровня воды в законтурной скважине; Рг пластовое давление в газовой скважине; gг плотность газа в пластовых условиях.

В 1957 г. В. П. Савченко предложил следующие формулы для определения контактов газ — вода, нефть — вода и газ — нефть:

(2.9)

HГВК = Dhгвgв - 10 (Рв –Рг) ,
gв - gг

(2.10)

HВНК = Dhнвgв - 10 (Рв –Рн) ,
gв - gн

(2.11)

HГНК = Dhгнgн - 10 (Рн –Рг) .
gн - gг

Определить положение контактов газ — нефть и газ — вода по выра­жениям (2.9) и (2.10) можно более точно, чем по формулам (2.1)— (2.3), так как они учитывают плотность газа в пластовых условиях.

При наличии в газовой залежи нефтяной оторочки и известном уда­лении точки замера пластового давления в газовой скважине от газо­нефтяного контакта, определенного любым способом (по результатам опробования, по материалам промыслово-геофизических исследований или расчетным путем), положение водонефтяного контакта можно вы­числить по выражению:

(2.12)

hГВНК = Dhгвgн - 10 (Рв –Рг) – hГНК (gн - gг) .
gв - gн

В приведенных выше формулах (2.9)—(2.11) приняты следующие обозначения: hГВК,hГНК, hВНК, hГВНК - расстояние по разрезу от точки замера пластового давления соответственно до газоводяного, водонефтяного, газонефтяного и водонефтяного контактов в газовых залежах с нефтяной оторочкой (рис. 5.4.1).

Dh — расстояние между точками замера пластового давления в скважинах, расположенных в газовой (нефтяной) и водяной зонах продуктивного горизонта.

 

 

 

Рис. 5.4.1. Схематические разрезы нефтяной, газовой и нефтегазовой залежей.

1 – нефть; 2 – газ; 3 - вода; 4 – скважины; 0 - уровень моря.

 

Для определения абсолютной отметки газоводяного (водонефтяно­го) контакта можно воспользоваться формулой, приведенной в работе [13]. Она имеет вид:

(2.13)

HК = 10 (Р –Рв) + gв Dh ,
gв - g

где HК абсолютная отметка газоводяного (водонефтяного) контакта; H абсолютная отметка точки замера пластового давления в скважине, расположенной в газовой (нефтяной) зоне залежи; Dh — расстояние между точками замера пластового давления в скважинах, расположенных в газовой (нефтяной) и водяной зонах продуктивного горизонта; Р, Рв пластовое давление в скважине, расположенной соответственно в газовой (нефтяной) и водяной зонах продуктивного горизонта; gв, g - плот­ность газа (нефти) и воды в пластовых условиях.

Абсолютная отметка контакта может быть вычислена путем неслож­ных арифметических действий при знании альтитуды скважины, поправ­ки на искривление ее ствола, глубины до точки замера пластового давле­ния и удаления этой точки от контакта.

 

В 1961 г. Ю.П. Коротаев и А.П. Полянский предложили барометри­ческую формулу для определения положения газоводяного контакта, которая имеет следующий вид:

(2.14)

Рге 0,03415 hГВК gг = Рв (Dh – hГВК) gв ,
Tпл Zпл  

где hГВК - расстояние по вертикали между забоями газовой и водяной скважин, м; Dh — расстояние по вертикали между забоем газовой сква­жины и контактом газ — вода, м; Рг и Рв пластовые давления, замерен­ные в скважинах, расположенных соответственно в газовой и водяной зонах продуктивного горизонта, кгс/см2; gг —относительная плотность газа; gв - плотность воды, т/м3; Tпл - пластовая температура, ° К; Zпл — коэффициент сверхсжимаемости газа для условий забоя газовой скважины.

Для газовых залежей, особенно с аномально высоким пластовым дав­лением, Ю.П. Коротаев рекомендует следующий приближенный метод определения положения газоводяного контакта по данным одной или несколько скважин, не вышедших из газовой части пласта [61]. Принимая давление на контакте газ — вода равным гидростатическому для газовой и водяной частей залежи, этот автор приравнивает два уравнения:

(2.15)

Р = hГВК gв ,
 

(2.16)

Р = Рге 0,03415 hГВК gг ,
Tср Zср

Здесь обозначения те же, что и в приведенной выше барометрической формуле (2.14).

Решив полученное выражение относительно hГВК после соответствую­щего преобразования найдем формулу для определения положения газоводяного контакта по результатам исследования одной или нескольких газовых скважин. Она имеет следующий вид:

(2.17)

hГВК = Рг  
gв - 0,03415 Рг gг ,
  Tср Zср

В 1961 г. Э.Б. Чекалюк предложил метод графического опреде­ления контактов газ - нефть и нефть - вода по эпюрам пластовых давлений. Положения первоначальных уровней нефти, газа и воды находятся по точкам пересечения пьезограмм начальных пластовых давлений для газовой и нефтяной частей залежи, а также для законтурной водоносной зоны пласта. Этот автор отмечает, что применение метода требует макси­мальной точности глубинных замеров. Погрешность в определении плас­товых давлений порядка ± 01 кгс/см2 при небольшой разности плотностей воды и нефти (0,2 г/см3) может привести к значительным погреш­ностям в определении положения водонефтяного контакта (до ± 5м).

 

Все приведенные выше формулы для определения положения кон­тактов не учитывают изменения плотности нефти, газа и воды по разрезу, что для залежей с большим этажом нефтегазоносности приводит к по­грешностям ± 10 м и более. В связи с этим Б.С. Воробьев и В.Е. Карачинский предложили способ определения газоводяного, водонефтяного и газонефтяного контактов по среднеинтервальным значениям плотности газа, нефти и воды. Формула для определения контакта газ - вода имеет

(2.18)

  hГВК = Dh гв gв – 10 (Рв – Рг)  
gвср - 0,03415 Рг g ,
Tг Zср  

или в случае, когда неизвестна относительная плотность газа (g),

(2.19)

  hГВК = Dh гв gв – 10 (Рв – Рг)  
gвср – 10 w Рг .
Tг  
         

Здесь Рг и Рв - пластовые давления в скважинах, расположенных соот­ветственно в пределах газовой залежи и за контуром газоносности, gв - плотность воды в условиях замера пластового давления; gвср - средняя плотность воды в интервале глубин от точки замера пластового давления; Dh гв – расстояние по вертикали между точ­ками замера Рг, и Рв; Tг, - пластовая температура на забое газовой скважины; Zпл - коэффициент сверхсжимаемости газа для условий забоя газовой скважины; Zср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемос­ти газа в интервале от точки замера Рг до водогазового контакта; w -температурный градиент в пределах месторождения.

Аналогично определяется положение газонефтяного и водонефтяного контактов.

 

По материалам практического применения гидростатического метода погрешность в расчетном определении высотного положения газо­водяного контакта изменяется от -8 до +35 м, а для водонефтяного сос­тавляет +15м и -25 м. Эти значения основаны на изучении не­большого числа газовых месторождений и на единичных определениях по нефтяным месторождениям. Величина погрешности в расчетном определении высотного положения контактов не зависит от глубины залегания продук­тивных горизонтов.

Заканчивая рассмотрение возможностей гидростатического метода определения контактов по результатам исследования продуктивной и законтурной скважин, следует отметить, что допускается также графичес­кое решение приведенных ранее уравнений. С этой целью на график за­висимости Р = f (H) выносятся точки, отвечающие давлению и абсолютной отметке точек замеров пластовых давлений в продуктивной (Рп, Hп) и водяной (Рв, Hв) скважинах. Через полученные точки проводятся прямые с угловыми коэффициентами, равными соответственно g /10 и gв /10 (g — плотность газа или нефти, а gв -плотность воды). Точка пересечения прямых отвечает абсолютной отметке контакта. Графический спо­соб дает менее точные результаты по сравнению с аналитическим вычис­лением положения контактов продуктивности.

Установлено, что с увеличением этажа нефтегазоносности и угла паде­ния пород в приконтурной зоне залежи относительная погрешность в определении контактов снижается. Соответственно этому рекомендуется применять графоаналитические методы определения кон­тактов главным образом для залежей нефти и газа высотой более 50 м и с углами падения пород не менее 3°.


Дата добавления: 2015-07-11; просмотров: 273 | Нарушение авторских прав


Читайте в этой же книге: Системы разведки месторождений нефти и газа | Особенности разведки многозалежных месторождений | Особенности разведки пластовых залежей | Особенности разведки массивных залежей | Особенности разведки неантиклинальных залежей | Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в терригенных отложениях | Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в карбонатных отложениях | Особенности разведки газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей и месторождений | Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу В.П. Савченко | Методика проведения работ |
<== предыдущая страница | следующая страница ==>
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНТУРА ПРОДУКТИВНОСТИ В СКВАЖИНАХ (ВНК, ГВК)| Определение границ залежей нефти и газа расчетно-гидростатическим методом по результатам исследования первой продуктивной скважины

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.013 сек.)