Определение параметров пласта и скважин в процессе разработки возможна несколькими методами. Например, газогидродинамическими методами проницаемость пласта можно определить по результатам исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Однако, проницаемости определенные этими методами будут неодинаковыми, так как при исследовании на стационарных режимах фильтрации в геометрию зоны, в которой определяется проницаемость, входит призабойная зона с ухудшенными фильтрационными свойствами в результате загрязнения ее в процессе вскрытия пласта буровым раствором. По кривым восстановления давления проницаемость определяется по конечному участку кривой исключающей влияние призабойной зоны. Каждый из этих методов определения проницаемости должен быть использован в зависимости от цели ее применения. Если необходимо определить продуктивную характеристику скважины, то следует использовать результаты, полученные при исследовании на стационарных или квазистационарных режимах фильтрации, а если определяемая проницаемость используется для оценки продвижения воды в залежь, то необходимо ее значение, полученное по кривой восстановления давления, которая исключает влияние на ее величину загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью.
Как правило, виды и объемы исследования в проектах разработки не обосновывается. Так, например, проектами разработки газовых месторождений: Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Заполярное и др. предусмотрено исследование на стационарных режимах фильтрации каждой скважины один раз в год. Такие исследования выполняются в основном на 5-ти режимах в диапазонах изменения депрессий 0,1≤ΔР≤0,5 МПа и дебитов 400≤Q≤1200 тыс.м3/сут с продолжительностью работы скважин на режимах 30≤t≤60 мин. Если условно оценить дебиты на режимах Q1=400, Q2=550, Q3=750, Q4=950 и Q5=1200 тыс.м3/сут и среднюю продолжительность работы скважины на режиме t=40 мин, то в более чем 2100 эксплуатационных скважинах только месторождений Медвежье, Ямбургское и Уренгойское потери газа на одну скважину на 5-ти режимах с учетом t=40 мин составят Qпот=106,4 тыс. м3/сут и по всему фонду за 1 год Qпот=2100·106,4=223,440·106 м3. Такие потери абсолютно не оправданы, так как за 1 год разработки пластовое давление по названным месторождениям снижается на ΔРпл=Рпл.i–Рпл.i+1=0,3 МПа. При таком темпе снижения пластового давления изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления а i и b iв уравнении притока газа с высокой точностью практически установить невозможно. Входящие в структуры этих коэффициентов свойства газа, в частности, коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости при изменении пластового давления на ΔРпл=0,3 МПа практически не изменяются. Наиболее существенное изменение этих коэффициентов возникает при изменении толщины пласта в результате образования конуса подошвенной воды. Но изменение толщины газоносного пласта в результате образования конуса воды при обоснованном вскрытии пласта можно избежать, а повсеместное снижение толщины пласта по месторождению в течение года из-за подъема газоводяного контакта, в особенности на начальной стадии разработки месторождения весьма несущественны.
Одним из основных факторов исключающих необходимость ежегодного исследования каждой скважины на стационарных режимах фильтрации является сравнительное постоянство емкостных и фильтрационных свойств газоносных сеноманских залежей по толщине и площади месторождения или хотя бы отдельных ее участков. Анализ и обобщение результатов исследования скважин на месторождении Ямбургское приведены в таблице 1.1, из которой видно, что коэффициенты фильтрационного сопротивления близки по величине.
Таблица 1.1 - Идентификация коэффициентов фильтрационного сопротивления а в и b вдля обоснования необходимости уменьшения частоты исследования скважин.
| Коэффициенты | Номера УКПГ | сумма | |||||||
| а [кгс/см]2/(тыс.м3/сут) | 0¸0,2 | ||||||||
| 0,2¸0,4 | |||||||||
| 0,4¸0,6 | |||||||||
| 0,6¸0,8 | |||||||||
| b ·10-3 [кгс/см2/(тыс.м3/сут)]2 | 0¸0,2 | - | |||||||
| 0,2¸0,4 | - | ||||||||
| 0,4¸0,6 | - | ||||||||
| 0,6¸0,8 | - |
Обобщение, приведенных по величинам коэффициентов а в и b впроизведено по результатам исследования 320 скважин. Изменение этих коэффициентов за три года приведено в таблице 1.2.
Из данных таблицы 1.2 следует, что из-за нарушения технологий исследования и неприемлемой методики обработки полученных результатов происходит незакономерное уменьшение или увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Теоретически изменение этих коэффициентов происходит в результате:
- Снижения пластового давления в процессе разработки и его влияния на коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа.
- Очищение призабойной зоны от проникшего при вскрытии пласта бурового раствора на начальной стадии эксплуатации скважин.
- Разрушение призабойной зоны и образования песчаной пробки в интервале перфорации.
- Уменьшение газоносной толщины пласта в результате подъема газоводяного контакта в зоне размещения кустов скважин и в призабойной зоне отдельных скважин.
Таблица 1.2 - Идентификация коэффициентов фильтрационного сопротивления а в и b в во времени по группе скважин исследованных ежегодно в течение трех лет.
| Коэффициент | Интервал изменения ав | 1-й год | 2-й год | 3-й год | Коэффициент | Интервал изменения bв | 1-й год | 2-й год | 3-й год |
| ав [кгс/см]2 (тыс.м3/сут) | 0,0¸0,2 | bв ∙10-3 [ кгс/см2]2 (тыс.м3/сут)2 | 0,0¸0,2 | ||||||
| 0,2¸0,4 | 0,2¸0,4 | ||||||||
| 0,4¸0,6 | 0,4¸0,6 | ||||||||
| 0,6¸0,8 | 0,6¸0,8 | ||||||||
| сумма | 0,0¸0,8 | сумма | 0,0¸0,8 |
По существующей теоретической закономерности между этими процессами и коэффициентами фильтрационного сопротивления скачки в величинах этих коэффициентов не должны быть.
В проектах разработки газовых и газоконденсатных месторождений должно быть спрогнозировано изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b в процессе разработки, вызванные снижением пластового давления и его влияния на коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости и на уменьшение газоносной толщины в результате вторжения воды в залежь. На рисунке 1.2 показаны изменения коэффициентов а в и b водного их УКПГ Ямбургского месторождения.
Такие зависимости должны быть построены по отдельным кустам и участкам залежи, а также проконтролированы в процессе разработки с интервалом t≥3 года.
Рисунок 1.2 - Изменение средних коэффициентов фильтрационного сопротивления скважин в процессе разработки.
По данным исследования скважин на стационарных режимах фильтрации, определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b, параметры пласта k, kh/μ по известному значению коэффициента а, а также обосновывают технологический режим работы скважины.
Значение коэффициентов фильтрационного сопротивления необходимо только для приближенного прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений. При численном методе прогнозирования показателей разработки эти коэффициенты не нужны. Это означает, что коэффициент а нужен только для определения проницаемости пласта k и проводимости kh/μ. Однако, коэффициент а может быть определен менее трудоемкими, экологически чистыми методами. В частности, его можно определить путем:
– Снятия и обработки кривых стабилизации забойного давления и дебита на единственном режиме, с которым скважина эксплуатируется при подключении ее в промысловый газосборный коллектор.
– Использования ускоренных – изохронного и экспресс методов, а также по данным эксплуатации скважин.
Если основная цель исследования заключается в определении проницаемости, величина которой может быть получена из коэффициента а или из КВД. Исходя из этого должны быть предусмотрены виды исследования скважин. В том случае, если исследование проводится для определения проницаемости или проводимости пласта, то периодичность определения этих параметров не должна быть ежегодной.
Одной из основных целей газогидродинамических исследований является использование их результатов для обоснования режима работы скважин и такие исследования обязательны только при первичном исследовании после выхода скважин из бурения или после проведения в скважине ремонтно-интенсификационных работ.
Объем, периодичность и виды исследования должны быть аргументированы и обоснованы в проекте. Если такое обоснование в проекте отсутствует, то исполнитель проекта, т.е. газодобывающее предприятие должно иметь право определить эти объемы и виды по своему усмотрению. Так были обоснованы объем, периодичность исследования на стационарных режимах фильтрации предприятием ООО “Ямбурггаздобыча” после проведенного по договору “Анализы результатов исследования Ямбургского месторождения” [10] в РГУ нефти и газа под руководством З.С. Алиева. Согласно этой работе объем исследований на стационарных режимах аргументировано сокращен с 600 единиц до 100¸120 единиц в год.
Технология исследования и методика обработки полученных результатов названными выше методами изложены в соответствующих разделах данной работы. Эти методы полностью или частично исключают потери газа и конденсата при исследованиях, обеспечивают охрану окружающей среды и природных ресурсов газа, а также сокращают продолжительность процесса исследования скважин.
