Визначення положення газоводяних, нафтоводяних та газонафтових контактів

За ПЛАСТОВИМИ ТИСКАМИ

 

МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ

 

Метою роботи є навчити студентів методики визначення положення контурів нафтогазоносності за пластовими тисками. У завдання роботи входить визначення положення контурів нафтогазоносності за виданим індивідуальним завданням.

 

ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ

 

Встановлення положення площин розділу вода-нафта, вода-газ, нафта-газ є важливим моментом в процесі геологорозвідувальних робіт, тому що вони, в більшості випадків, визначають границі (розміри) покладів, величину геологічних запасів нафти і газу та методику подальшої розробки покладів.

Точне визначення границь розділів є досить складною проблемою, для вирішення якої в нафтогазопромисловій геології є декілька методів. До них відноситься ряд прямих методів, які базуються на безпосередньому визначенні контактів за матеріалами промислово-геофізичних досліджень або за даними випробування свердловин, що розкрили приконтурні зони покладів. Але в процесі геологорозвідувальних робіт для встановлення контактів нафта-вода, нафта-газ часто використовують непрямі методи, які використовують дані гідродинамічних досліджень газових, нафтових і водяних свердловин.

Визначення контурів нафтових і газових покладів в процесі гідродинамічних досліджень свердловин проводиться, як правило, за даними вимірів пластових тисків, зміни величини тиску на глибині або розрахунковим методом.

визначення положення контурів нафтоносності і газоносності розрахунковим методом

 

Завданням є визначення відстані від точки виміру тиску в газовій свердловині до поверхні газонафтового контакту (рис. 10.1).

 

Рисунок 10.1 – Схема визначення положення флюїдоконтакту за пластовими тисками

в різних частинах покладу

 

Пластовий тиск на газоводяному контакті (Р_гвк) визначається з використанням даних про пластовий тиск в газовій частині покладу (Р_г) за формулою:

Р_гвк = Р_г + h_гвк·r_г·g, (10.1)

 

де h_гвк – абсолютна відмітка газоводяного контакту, м;

r_г – густина газу, кг/м³;

g – прискорення вільного падіння, м/с².

Аналогічно визначається Р_гвк за відомим пластовим тиском в законтурній частині (у водяній частині покладу) Р_в

 

Р_ГВК = Р_в – (h_гв – h_ГВК) · r_в · g, (10.2)

де h_гв – відстань між точками виміру пластового тиску в газовій та водяній частинах пласта, м;

r_в – густина води, кг/м³.

Прирівнявши праві частини рівнянь (10.1) і (10.2), отримаємо:

 

. (10.3)

 

Рівняння розв’язуємо відносно невідомої h_ГВК

 

(10.4)

 

Отже,

(10.5)

 

Відповідно в нафтовому покладі відстань від точки виміру тиску в нафтовій свердловині до поверхні ВНК визначається за формулою:

 

(10.6)

 

Для газонафтового покладу:

 

(10.7)

 

Абсолютна відмітка ГВК дорівнює:

 

Н_ГВК = А – L – h_{ГВК ,} (10.8)

 

де А – альтитуда гирла свердловини, м;

L – глибина точки виміру пластового тиску, м;

h_ГВК – відстань від точки виміру пластового тиску в газовій свердловині до ГВК.

Аналогічно визначаються відмітки ВНК і ГНК.

За відомими відміткам ГВК, ВНК або ГНК на структурну карту покрівлі продуктивного пласта наноситься зовнішній контур газоносності (нафтоносності). На структурну карту підошви продуктивного пласта наноситься внутрішній контур газоносності (нафтоносності).

Достовірність розрахункового положення флюїдоконтактів залежить від точності вихідних даних: пластових тисків, абсолютних відміток точок виміру і густин флюїдів в пластових умовах.

 

визначення положення контурів нафтоносності і газоносності

Графічним методом

 

Метод оснований на графічному вирішенні рівняння зміни пластового тиску з глибиною в газовій, нафтовій і водяній частинах покладу.

Кутовий коефіцієнт функції зміни пластового тиску з глибиною Y= f (h) залежить від густини флюїду. Відповідно, в газовій, нафтовій і водяній частинах покладу епюра пластових тисків буде мати різний нахил по відношенню до осі
глибин (кут a) (рис. 10.2).

Для встановлення положення флюїдоконтактів за допомогою епюри пластових тисків густини газу, нафти і води відповідно в інтервалах від точки виміру в газовій свердловині до газонафтового контакту, від газонафтового до водонафтового контактів і від водонафтового контакту до точки виміру пластового тиску у водяній свердловині приймаються постійними. Це дає змогу представити залежність Y= f (h) в межах газової, нафтової і водяної частин покладу у вигляді прямої, хоча фактично вона є криволінійною.

Кутовий коефіцієнт tga може бути виражений як tga = .

тоді , , .

 

Рисунок 10.2 – Схема визначення флюїдоконтактів

графічним методом

 

 

ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

 

Визначається положення ГНК, ВНК і ГВК графічним методом наступним чином:

1 Визначають абсолютні відмітки точок виміру пластових тисків в газовій, нафтовій і водяній свердловинах (Н_г, Н_н, Н_в).

2 На планшет наносять точки з координатами Р_г і Н_г для газової, Р_н і Н_н для нафтової, Р_в і Н_в для водяної свердловин.

3 Через першу точку (Р_г, Н_г) проводять пряму залежності Y= f (h) з кутовим коефіцієнтом , через другу точку (Р_н, Н_н) – пряму з кутовим коефіцієнтом , і через третю точку (Р_в, Н_в) – пряму з кутовим коефіцієнтом .

Точка перетину першої і другої прямих відповідає положенню ГНК, а другої і третьої – положенню ВНК.

Графічний метод дає менш точний результат, ніж аналітичний, але відрізняється наглядністю і прискорює процес визначення флюїдоконтактів.

За відомими відміткам ГВК, ВНК або ГНК на структурну карту покрівлі продуктивного пласта наноситься зовнішній контур газоносності (нафтоносності). На структурну карту підошви продуктивного пласта наноситься внутрішній контур газоносності (нафтоносності).

Примітка: При графічних побудовах відношення лінійних масштабів по осях РН повинно відповідати 10:1.

 

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

 

1 Як визначити абсолютні відмітки ГВК, ГНК та ВНК розрахунковим методом?

2 На чому базується графічний метод визначення положення контурів нафтогазоносності?

3 Який метод дає більш достовірне положення контурів нафтогазоносності?

4 Який порядок визначення положення флюїдоконтактів графічним методом?

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 11