Завантажити PDF файл.

Формула / Реферат

Способ доразведки и контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений, основан­ный на измерении естественных электрических по­тенциалов по системе радиальных профилей относительно общей точки, находящейся в центре за­лежи полезных ископаемых, включающий предва­рительное измерение естественных электрических потенциалов одной из скважин, отличающийся тем, что предварительное измерение электрических по­тенциалов производят двухэлектродным методом при одновременном снижении пластового давления до установившегося состояния, по результатам из­мерений устанавливают зависимость естествен­ных электрических потенциалов от изменения пластового давления, затем скважину переводят в нормальный режим эксплуатации и производят измерения потенциалов на каждом из профилей профильной сетки контура залежи, по установ­ленной ранее зависимости между потенциалами и пластовым давлением путем апроксимации син­хронно во времени определяют соответствующие значения пластового давления по контуру залежи, после чего строят карту изолиний пластового дав­ления, по которой осуществляют контроль за раз­работкой и доразведку, причем измерение потенциалов как двухэлектродным методом, так и площадным производят с учетом влияния фоново­го поля.

Текст

Изобретение относится к геоэлектроразведке и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при доразведке и контроле за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений в процессе эксплуатации. Известен магнитотеллурический метод электроразведки при поисках нефти и газа, основанный на измерении электрических потенциалов по системам радиальных профилей относительно общей точки, находящейся в центре залежи полезных ископаемых (патент США №3943436, кл.324-8. опубл. 1976 г). Суть способа заключается в определении плотности потока магнитотеллурического поля на единицу площади, после чего выбирают контур, обходят его с измерительным прибором, определяют наличие замкнутых магнитотеллурических ви хрей, по которым регистрируют аномалии от скоплений углеводородов на больших глубинах. Известный способ не может быть использован для точного определения контура залежи и контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений в силу следующи х причин. Низкая достоверность определения обусловлена перемещением измененных пород, вызывающих электрические аномалии относительно залежи. Особый характер электромагнитного поля над залежами углеводородов, который выявляется путем специальной обработки. Кроме того, природные гальванические элементы не могут существовать без электродов, роль которых выполняют сульфидные ореолы над залежами углеводородов. Эти ореолы могут существенно смещаться относительно залежи углеводородов, что также снижает точность определения контура залежи и распределения запасов по площади. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ электроразведки, основанный на измерении естественных электрических потенциалов по системам радиальных профилей относительно общей точки, находящейся в центре залежи полезных ископаемых, согласно которому после измерения естественных электрических потенциалов дополнительно вызывают фильтрацию подземных вод путем изменения режима эксплуатации одной или нескольких скважин и измеряют естественные электрические потенциалы в тех же точках как в процессе, так и после изменения режима эксплуатации скважин относительной той же общей точки и по точкам наблюдений с максимальными изменениями измеряемого параметра судят о границах залежи (Авт.св. №1040448, G 01 V3/08, 1983). Известный способ дает возможность определить контур залежи в определенных границах, но не позволяет судить о распределении запасов по разрабатываемой площади в зонах, недоступных бурению, таких как строения, болота, поймы рек, не дает картины направления развития депрессионной воронки, не позволяет контролировать газодинамические проявления в процессе эксплуатации месторождения и трассирование экранирующи х тектонических нарушений. В основу изобретения поставлена задача создать такой способ доразведки и контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений, который бы путем определения зависимости величины пластового давления от значений потенциалов естественного электрического поля, измеренных по системам радиальных профилей относительно общей точки, находящейся в районе залежи, давал точную достоверную информацию о распределении запасов по всей площади за-. лежи в процессе разработки, включая зоны, недоступные для бурения, контролировал взаимодействие и сообщаемость нефтегазоконденсатных контуров. Физической основой способа является линейная зависимость изменения потенциалов электрического поля земли от изменения напряженного состояния массива при снижении пластового давления в залежи. Как известно, горные породы в естественном залегании постоянно подвержены воздействию внешних полей различного происхождения. Существует гр уппа электрических полей, связанных с стационарным геомеханическим напряжением горных пород. Между механическим напряжением и потенциалом механоэлектрической поляризации (МЭП) горных пород установлена зависимость где ЕМЭП - потенциал механо-электрической поляризации горных пород, В; КМЭП - коэффициент механо-электрического преобразования, В*м 2/Н; s - механическое напряжение, Н/м 2. В нетронутом массиве горная порода находится в состоянии объемного неравномерного или равномерного гидростатического сжатия. Образование скважин приводит к перераспределению напряжений и формированию нового локального напряженно-деформированного состояния массива, прилегающего к горной выработке или скважине. Электрическая проводимость буровой скважины за счет металлических обсадных труб и бурового раствора не несколько порядков больше, чем вмещающие горные породы, поэтому аномалии напряженности на любой глубине, сопровождаемые аномалиями электрического поля, можно фиксировать на устье скважины. Вскрытие продуктивных горизонтов, освоение и исследование скважин связано с изменениями давления в пласте и в скважине, что эквивалентно изменению напряженного состояния горных пород. Исходя из этого, следует ожидать отражение в геоэлектрическом поле любой операции, вызывающей изменение давления, в том числе снижение пластового давления в залежи, вызывающей изменение напряженного состояния массива, что приводит к изменению механо-электрического потенциала по следующей зависимости где DР - изменение пластового давления; КМЭП - коэффициент механо-электрических преобразований, определяемый эмпирическим путем. При исследовании участка месторождения измеряют естественные потенциалы по радиальным профилям и определяют пластовое давление по формуле где Ео - потенциал, измеренный на удалении 1 метр от устья скважины, мВ; jо - фоновое значение потенциала (теллурические токи и различные электрические промышленные наводки); DР - изменение пластового давления, атм. Суть способа заключается о следующем. В известном способе геоэлектроразведки, основанном на измерении естественных электрических потенциалов по системе радиальных профилей относительно общей точки, находящейся в центре залежи полезных ископаемых, включает предварительное измерение естественных потенциалов на одной из скважин. Предварительное измерение потенциалов производят двух-электродным вариантом ЕП при одновременном снижении пластового давления до установившегося состояния. По результатам измерений определяют КМЭП - коэффициент связи между естественными потенциалами и давлением по формуле где Ео - измеренный потенциал на удалении один метр от устья скважины, мВ; jо - фоновое значение электрического поля, мВ; Р - известное пластовое давление на данной скважине, атм. Затем скважину переводят в нормальный режим эксплуатации и производят измерение естественных потенциалов площадным вариантом на каждом из профилей профильной сетки контура залежи. Плотность сетки профилей и количество измерительных электродов в каждом конкретном случае выбирается в зависимости от размеров, формы и конфигурации залежи. Записывают значение потенциалов' в каждой измеренной точке профиля. Для учета влияния сопротивления обсадных труб скважины на результаты измерений, производят нормирование полученных значений потенциала по формуле где Ен - нормированное значение потенциала; Ех – потенциал, измеренный на расстоянии X метров от скважины; jх - фоновое значение поля в точке на расстоянии X метров от скважины; 2L - полная глубина скважины; Хо - расстояние от устья скважины, равное одному метру. Имея нормированное значение потенциала по площади и используя установленную ранее зависимость между потенциалами и пластовым давлением, синхронно во времени определяют соответствующие значения пластового давления в любой точке залежи па формуле где EHt - нормированное значение измеренного потенциала. После этого строят карту изолиний изменения пластового давления по контуру залежи. По полученной карте судят о распределении запасов по площади, включая зоны не вовлеченные в разработку, направление развития депрессионной воронки, осуществляют контроль за разработкой и дают рекомендации на доразведку залежи. Измерения потенциалов как в двухэлектродном варианте, так и площадном производят с учетом влияния фонового поля. На фигурах показана последовательность операций измерения естественных электрических потенциалов и виды графиков, соответствующих каждой операции. На фиг.1 представлена схема измерения естественных потенциалов двухэлектродным методом; на фиг.2 - схема измерения потенциалов площадным (профильным) методом; на фиг 3 - графики корреляционной зависимости естественных электрических потенциалов от изменения пластового давления; на фиг 4 графики изменения геопотенциалов по профилям во времени; на фиг.5 - карта изолиний изменения потенциалов по профилям профильной сетки; на фиг.6 - изолинии изменения пластового давления по контуру залежи; на фиг.7 - пример определения недренированного участка месторождения. Способ осуществляют следующим образом. В пределах залежи углеводородов, где пробурены скважины, раскрывшие продуктивные пласты, на одной из них на расстоянии 1 м от устья скважины устанавливают измерительный электрод 1 (фиг.1), второй электрод - фоновый 2 - выносят на расстояние 100-150 м от скважины таким образом, чтобы его перемещение не приводило к изменению измеряемого потенциала. Электроразведовательным автокомпенсатором АЕ-72 через каждую минуту (а при смене режима - через 30 с) измеряют значение геоэлектрического потенциала на разных режимах, т.е. при фонтанировании газа в атмосферу постепенно снижают пластовое давление до установившегося состояния. Но перед этим проводят измерения фонового поля, чтобы учесть их влияние на результаты измерения геопотенциалов, для этого на удалении, равном расстоянию между измерительным и фоновым электродами, устанавливают отдельную теллурическую линию. Значение фонового поля (теллурических токов) записывают непрерывно. При обработке данных из полученных значений геопотенциалов синхронно во времени вычитают фоновое значение jо. По результатам измерений по формуле устанавливают зависимость естественных электрических потенциалов от изменения пластового давления (фиг.3). Затем скважину переводят в нормальный режим эксплуатации и производят измерения геоэлектрических потенциалов площадным вариантом (фиг.2) по системе радиальных профилей. Для этого на каждом из радиальных профилей устанавливают измерительные электроды. Для каждой конкретной залежи плотность сетки профилей и количество устанавливаемых измерительных электродов выбирается в зависимости от размера и формы залежи. Фоновый электрод устанавливают как и в двухэлектродном варианте, на расстоянии 100-150 м от скважины. Измерения и регистрацию величины геоэлектрических потенциалов проводят относительно фонового электрода одновременно по восьми профилям, через каждые 3 сек с каждого измерительного электрода. Цикл измерений повторяют через каждые 60 минут. Полученные значения естественных потенциалов нормируют по формуле где Ен - нормированное значение потенциала; Ех - потенциал, измеренный на расстоянии X метров от скважины; jх – фоновое значение поля в точке на расстоянии X метров от скважины; 2L - полная глубина скважины; Хо - расстояние от устья скважины, равное одному метру; вычитая фоновое значение потенциала. А пластовое давление в любой точке исследуемого участка определяют по формуле где ЕHt - нормированное значение измеренного потенциала; используя нормированное значение естественных потенциалов и коэффициент связи, определенный в двухэлектродном варианте. Пример 1. Исследования по предлагаемому способу проводились на Ямбургском газоконденсатном месторождении при испытании скважин на разных режимах, т.е. выпуск газа в атмосфер у проводился при разных диаметрах шайб - от 18,9 до 38,0 мм - до достижения установившегося состояния каждого режима. При двухэлектродном варианте (фиг.1) величина потенциала измерялась через 1 мин, а в момент изменения режима - смены шайбы - через 30 с. В таблице приведены результаты измерений по одной из скважин ПО "Ямбург-газдобыча" №11004. По результатам измерений строят график (фиг.3) зависимости естественных электрических потенциалов or изменения пластового давления. Затем скважину переводят в нормальный режим эксплуатации и измерения потенциала производят площадным способом по системе радиальных профилей (фиг.2). На каждом профиле устанавливают по четыре измерительных электрода с шагом 160 метров. Фоновый электрод выносят на 100-150 метров от скважины. Измерения производят относительно фонового электрода. Результаты полевых измерений площадным вариантом приведены в виде графиков по каждому из профилей на фиг.4. По результатам измерений строят карту изменения потенциалов по профилям во времени на удалении от скважины (фиг.5). На карте указано направление притока газа. По установленной ранее зависимости между пластовым давлением и потенциалом по формуле определяют соответствующие значения пластового давления по контуру залежи и строят карту пластового давления (фиг.6). По изолиниям, представленным на фиг.5, можно судить, что приток газа осуществляется со стороны вытянутости изолиний и показан контур дренажной зоны, На основании анализа полученных изолиний выдаются рекомендации по дальнейшей эксплуатации залежи. Если недоступна вертикальному бурению зона дренирована, то отпадает необходимость в бурении наклонных скважин. Если зона не вовлечена в разработку, то обосновывается наклонное бурение. На фиг.7 показан пример определения тектонического нарушения и недренированного участка месторождения. По графику давления очень хорошо видно недренированную часть месторождения. Пластовое давление на участке ВС выше чем на участке АВ, что свидетельствуе т о том, что участок ВС не вовлечен в зону разработки, на основании чего дается рекомендация о бурении наклонной скважины, чтобы максимально извлечь запасы месторождения. Участок ВД - тектоническое нарушение. Если запасы газа в недоступных для бурения зонах составляют 2 млрд.м 3 и предполагаемым способом определено, что они не извлекаются, то бурят 2-3 наклонных скважины, при помощи которых можно будет максимально извлечь запасы месторождения.

Дивитися

Додаткова інформація

Назва патенту англійською

Method for re-survey and control of development of oil-gas condensate fields

Автори англійською

Kuzmenko Eduard Dmytrovych, Fik Illia Mykhailovych, Sokoliuk Oksana Vasylivna, Hordiichuk Mykola Vasyliovych, Zinchenko Ihor Oleksandrovych, Stankin Oleksandr Vasyliovych, Shtohrin Mykola Vasyliovych

Назва патенту російською

Способ доразведки и контроля разработки нефтегазоконденсатных месторождений

Автори російською

Кузьменко Эдуард Дмитриевич, Фик Илья Михайлович, Соколюк Оксана Васильевна, Гордийчук Николай Васильевич, Зинченко Игорь Александрович, Станкин Александр Васильевич, Штогрин Николай Васильевич

МПК / Мітки

МПК: G01V 3/08

Мітки: розробкою, нафтогазоконденсатних, спосіб, дорозвідки, контролю, родовищ

Код посилання

<a href="https://ua.patents.su/8-13449-sposib-dorozvidki-i-kontrolyu-za-rozrobkoyu-naftogazokondensatnikh-rodovishh.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентів України">Спосіб дорозвідки і контролю за розробкою нафтогазоконденсатних родовищ</a>

Подібні патенти