На правах рукописи

САВАСТЬИН МИХАИЛ ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В ТРЕЩИННО-ПОРОВОМ ПЛАСТЕ

(на примере Уренгойского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степеникандидата технических наук

Тюмень – 2006

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант – кандидат технических наук Краснов Иван Игнатьевич

Официальные оппоненты: – доктор геолого-минералогических наук

Ягафаров Алик Каюмович

– кандидат физико-математических наук Вольф Альберт Альбертович

Ведущая организация Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных газов и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится « 13 » апреля 2006г. в 17-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан « 13 » марта 2006 г.

Ученый секретарьдиссертационного совета,доктор технических наук,профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время сложилась

беспрецедентная ситуация со спросом на углеводородное сырье, причем в

долгосрочной перспективе не предвидится факторов, способных это

существенно изменить. В этой связи планируется ввод в промышленную

разработку залежей углеводородов в ачимовской толще Уренгойского ГКМ. По

различным оценкам в ачимовской толще Самбургско-Уренгойской зоны

сосредоточено до 30% извлекаемых запасов газоконденсата, 9% нефти и 5.5%

газа ЯНАО. Однако существует ряд проблем, возникающих при эксплуатации

данных коллекторов. Так, например, выбор оптимального режима работы

скважин в указанной зоне связан с необходимостью одновременного

выполнения нескольких условий:

- создание депрессий, предотвращающих разрушение коллектора и вынос

породы;

- обеспечение безгидратного режима работы скважин;

- создание условий максимального выноса конденсата с забоя скважины;

- оптимизация темпов падения пластового давления при разработке

газоконденсатных залежей в сложнопостроенных коллекторах, емкостное

пространство которых представлено высокопроницаемой системой,

обеспечивающей фильтрацию пластового флюида в скважину и

низкопроницаемой, содержащей основные запасы флюида.

Из этих условий в недостаточно полном объеме найдено решение двух

последних задач условий оптимальности, что и предопределило выбор

направления исследований.

Цель работы – обеспечение равномерного дренирования высоко- и

низкопроницаемых пластовых систем газоконденсатных залежей в

сложнопостроенных коллекторах путем разработки метода определения

оптимального режима работы газовых скважин.

3

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

– анализ моделей и реальных значений фильтрационных характеристик

трещинно-поровых коллекторов глубокозалегающих пластов;

– выявление зависимости гидравлического режима фильтрации в

двухемкостной среде от ее коллекторских свойств;

– расчет фазовых состояний многокомпонентных газоконденсатных

систем и обработка фактических результатов исследований фазовых

превращений углеводородных систем ачимовской толщи Уренгойского

газоконденсатного месторождения;

– разработка и апробация методики интерпретации

гидрогазодинамических исследований скважин для определения оптимального

режима работы.

Научная новизна выполненной работы

Обоснованы и разработаны:

– на основании проведения аналитические исследований существующих

методик обработки кривых восстановления давления для сложнопостроенных

коллекторов и моделей фильтрации пластового флюида, описывающих

фильтрационно-емкостные свойства коллектора предложена методика их

совместного использования для получения наибольшего количества

параметров, характеризующих свойства трещинно-порового пласта;

– научно обосновано, что в условиях разработки ачимовской толщи

различных зон Уренгойского месторождения газоконденсатная система по

физическим свойствам приближается к жидкости;

– предложен метод определения оптимального дебита и депрессии

газовой скважины с применением комплексной методики обработки данных

гидродинамических исследований, применение которого в условиях разработки

трещинно-поровых коллекторов обеспечивает экономное расходование

пластовой энергии, предотвращает смыкание трещин, образование глубокой

4

воронки депрессии, раннее обводнение скважинной продукции и снижает

гидратообразование.

Практическая ценность и реализация

Применение разработанного метода оптимизации режима работы

скважины, способствующего максимизации коэффициента извлечения

газоконденсата и обеспечивающего равномерное дренирование поровой и

трещинной части коллектора, позволило повысить эффективность

проектирования разработки газоконденсатнонефтяных залежей с

неоднородным строением по площади и разрезу коллекторов. Полученные

результаты нашли отражение в проектных решениях опытно-промышленной

эксплуатации газоконденсатных залежей в ачимовской толще Уренгойского

месторождения. Метод выбора оптимального дебита и депрессии скважин

внедрен в практику работ в процессе пробной эксплуатации

газоконденсатнонефтяных залежей в ачимовской толще на Уренгойском ГКМ.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на заседаниях кафедр

«Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», «Бурение нефтяных и

газовых скважин», «Ремонт и восстановление скважин»; региональной научно-

технической конференции Тюменского государственного нефтегазового

университета “Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона”

(Тюмень, 1999); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы

совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин,

подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего

комплекса» (Тюмень, 2001); региональной научно-практической конференции,

посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК

Западной Сибири» (Тюмень, 2005); научно техническом совещании ООО

«ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2006).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ.

5

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, выводов

и рекомендаций и списка использованных источников (107 наименований).

Изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 4

таблицы.

Автор выражает глубокую признательность канд. геол.-минерал. наук

М.Е. Стасюку , канд. техн. наук А.В. Стрекалову за помощь и содействие в

выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы работы, сформулированы

цель и задачи исследования.

В первом разделе диссертации приведен критический анализ

фактических данных о строении и условиях формирования ачимовских

отложений. Исследования существующих представлений о моделях строения

коллекторов ачимовской толщи позволяют судить о процессах

осадконакопления и фильтрации насыщенных углеводородов в условиях

высоких давлений и температур в трещинно-поровых коллекторах. Изучение

фильтрации в сложнопостроенных коллекторах связано с построением

моделей, выбор которых определяется результатами геолого-промысловых и

геофизических скважинных и лабораторных экспериментальных исследований.

Совокупность проводимых исследований с одной стороны дает информацию о

строении коллектора (однородный, трещиноватый, трещиновато-пористый,

слоистый), с другой позволяет подобрать необходимую расчетную модель,

адекватно описывающую фильтрационные процессы в коллекторе, используя

которую можно решить обратную задачу подземной гидродинамики, т.е.

определить по результатам гидродинамических исследований фильтрационно-

емкостные параметры пласта.

Научные основы решались в работах А. Алагоа, С.В. Аплонова, А.Н.

Бабушкиной, К.С. Басниева, Г.И Баренблата, Ю.В. Брадучана, А.М.

6

Брехунцова, В.Н. Бородкина, В.С. Бочкарева, Ю.А. Буевича, С.Н. Бузинова, Д.

Бурдэ, А.М. Власова, Л.Ш. Гиршгорна, Н.К. Глубочевой, Т.Д. Голф-Рахт, С.А.

Горбунова, Ф.В. Гурари, Де Свана, Н.П. Дещени, Н.Н. Дурицкого, А.Е.

Еханина, Ю.П. Желтова, Н.А. Ирбэ, У.Г. Ишаева, Кареми, Л.П. Климушиной,

Т.Ф. Колмакова, Ю.П. Коротаева, И.Н. Кочиной, Б.А. Лебедева, С.М.

Лютомского, В.М. Максимова, Р.И. Медведского, А.Г. Мухера, А.Л. Наумова,

А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, В.С. Нустрова, В.В. Очибенина, И.М. Пирара,

Полларда, В.А. Пономарева, А.К. Рейнольдса, Р. Рагхавана, К. Серра, А.И.

Сидоренкова, B.C. Соседкова, А.П. Соколовского, М.Е. Стасюка, А.П. Телкова,

Н.А. Туренкова, И.Д. Умрихина, Уоррена-Рута, И.В. Ушатинского, К.М.

Федорова, В.Г. Фоменко, Э.Б. Чекалюка, И.Б. Червякова, В.И. Шпильмана,

Ж.А. Эуба, К. С. Юсупова.

На основании построения карт пластовых давлений и температур

проанализированы термобарические условия в залежах ачимовской толщи

Уренгойского месторождения. Для построения карт пластовых давлений

использовались пластовые давления, определенные при обработке кривых

восстановления давления методом Хорнера.

Оказалось, что достаточное для построения карт количество замеров

пластового давления в пределах исследуемой территории имеется только по

пластам Ач3-4 и Ач5, по остальным пластам данных явно недостаточно.

Результаты обработки КВД методом Хорнера показали, что определенные

пластовые давления имеют различную степень достоверности вследствие

следующих причин:

- недостаточная продолжительность остановки скважин для записи КВД,

составлявшая в отдельных случаях 7-12 часов, что явно недостаточно для

надежного прогнозирования начального пластового давления по методу

Хорнера;

- сложная (S - образная) форма КВД, соответствующая коллекторам с

двойной пористостью (трещинно-поровые или слоисто-неоднородные). В этом

7

случае возможна значительная погрешность в определении пластового

давления (если КВД не выходит на конечный участок).

По результатам исследования оказалось, что гистограмма распределения

приведенного начального пластового давления для пласта Ач3-4 является

бимодальной с двумя максимумами 58 и 64 МПа (рисунок 1), что говорит о

наличии как минимум двух изолированных друг от друга тел, формирующих

пласт Ач3-4.

Рисунок 1 – Распределение начальных пластовых давлений, приведенных к а.о.-3950 м, пласта Ач3-4 Восточно-Уренгойской зоны

В настоящее время, данный факт еще недостаточно изучен и существуют

различные варианты разделения Ач3-4 на самостоятельные объекты разработки,

некоторые из которых приводятся в данной работе. Пласт Ач5 характеризуется

нормальным распределением давления с модальным значением 63 МПа.

Пластовые температуры по пласту Ач3-4 характеризуются нормальным

распределением с модальным значением 122°С, для пласта Ач5 также

характерно нормальное распределение с модальным значением 124°С.

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

54 56 58 60 62 64 БольшеДавление, МПа

част

ота

В целом, пласты Ач3-4 и Ач5 на территории Уренгойского месторождения

характеризуются аномально высокими значениями пластовых давлений

(коэффициент аномальности достигает 1.9).

Оценивая нефтегазоносность ачимовских отложений на территории

ЯНАО можно сказать, что большинство нефтяных залежей, приуроченные к

данным пластам, расположены в южной части района и имеют ограниченные

запасы. Они характеризуется низкими, редко средними дебитами нефти.

Вследствие низких добывных возможностей ачимовские нефтяные залежи на

данной территории практически не разрабатывают. Кардинально другой

характер продуктивности имеют ачимовские отложения в северной части

ЯНАО. С ними связаны крупные и гигантские по запасам залежи газа с

высоким содержанием конденсата. В погруженных частях резервуаров

отмечается наличие нефтяных оторочек (Восточно-Уренгойское, Северо-

Самбургское, Непонятное месторождения).

Во втором разделе в связи с тем, что ачимовские отложения относятся к

трещинно-поровым коллекторам сделан анализ существующих моделей

аппроксимирующих трещинно-поровые и слоисто-неоднородные коллектора и

методик для обработки данных гидродинамических исследований скважин на

неустановившихся режимах (КВД и КПД) в коллекторах этих типов, изучению

свойств которых посвящено большое количество работ отечественных и

зарубежных авторов.

Математическая задача сводится к решению системы дифференциальных

уравнений в частных производных, для интегрирования которой применяется

преобразование Лапласа. Полученные соотношения позволяют найти

параметры пласта, не совершая обратного преобразования, которое, как

правило, можно осуществить лишь в предельных случаях. Искомые

коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности определяются по

кривым, построенным в координатах, включающих изображение по Лапласу.

9

Общим в рассмотренных моделях является разделение пласта на две

среды, отличающиеся своими фильтрационными и емкостными свойствами.

Все рассматриваемые модели применимы для упругого режима и не содержат

рекомендаций, за исключением Ю.А. Буевича, по определению критических

давлений, при которых начинается смыкание первичных трещин, или

возникновение новых, вторичных. В зависимости от используемых допущений

о строении коллектора и математического аппарата при обработке результатов

испытаний удается определить разное количество фильтрационно-емкостных

параметров. В основном, кроме модели Полларда и способов ЗапСибНИГНИ и

А.Ю. Буевича решения получены методом преобразования Лапласа. Обратные

преобразования приведены для определенных интервалов изменения

параметров, учитывающих свойства сложно-построенного коллектора, причем

эти параметры различны у разных авторов. Как правило, на КПД и КВД

имеются три участка, характеризующих фильтрационные свойства систем

трещин и характер перетока из матрицы НП в трещины или ВП. Первый

участок соответствует притоку жидкости в скважину по системе трещин,

второй – перетоку флюида из матрицы в трещины, третий – притоку из

матрицы через трещины в скважину.

Наиболее информативными для определения фильтрационно-емкостных

параметров сложнопостроенного коллектора характеризующих двухемкостную

среду, являются методики Р.И. Медведского, Уоррена-Рута, К. Сера и

ЗапСибНИГНИ.

По результатам анализа этих методик, предложено их совместное

использование для определения необходимых фильтрационно-емкостных

параметров, характеризующих свойства трещинно-порового коллектора.

Третий раздел посвящен исследованию поведения газоконденсатной

системы ачимовской толщи.

По групповому составу УВ конденсаты пласта Ач3-4 относятся, в

основном, к метано-нафтено-ароматическому типу. Содержание метановых

10

углеводородов до 57,34%, нафтеновых до 42,36%, ароматических до 2,97%. По

пласту Ач5 содержание метановых углеводородов до 34,65%, нафтеновых до

60,44%, ароматических до 14,01%. Следовательно, конденсат пласта Ач5

относится к нафтено-метано-ароматическому типу.

По фракционному составу конденсаты залежей Ач3-4 и Ач5 относятся к

тяжёлым. Температура начала кипения конденсата залежи Ач3-4 составляет

41-85°С, залежи Ач5 38-89°С, 80% конденсата выкипает при температуре 314-

366°С – пласт Ач3-4, 269-366°С – пласт Ач5. По составу пластовый газ является

метановым, его состав представлен в таблице 1.

Таблица 1 – Состав пластового газа

Компонент Содержание, %пласт Ач3-4 пласт Ач5

Метан 77,5-83,2 79,95-83,98Этан 6,9-10,34 3,97-8,53

Пропан 2,39-6,39 2,15-3,68i - бутан 0,415-0,92 0,467-0,97n - бутан 0,34-1,096 0,31-1,135

С5+ 3,6-18,8 3,93-7,64Азот 0,08-0,27 0,06-0,47CO2 0,39-2,23 0,33-1,05

Таким образом, по своим свойствам конденсаты пластов Ач3-4 и Ач5

близки между собой, но по групповому УВ составу отмечается более высокое

содержание нафтеновых углеводородов в конденсатах пласта Ач5, которые

относятся к нафтено-метано-ароматическому типу.

Конденсат характеризуется высокой плотностью и молекулярной массой,

разнообразным фракционным составом. Значения плотности конденсата

изменяются от 700 кг/м3 до 800 кг/м3 при модальном значении 784 кг/м3

(пласт Ач3-4) и от 754 кг/м3 до 814 кг/м3 при модальном значении 790 кг/м3

(пласт Ач5), причем с глубиной плотность конденсата увеличивается.

Для выбора уравнения состояния, на основе которого будет проводиться

расчет параметров газоконденсатной смеси проведены аналитические

11

исследования, в результате выявлено, что наиболее точными уравнениями

состояния для расчета плотности, теплоемкости, энтальпии и энтропии

углеводородных смесей, как в газообразном, так и жидком состоянии в

условиях давлений превышающих 15 МПа являются уравнения Пенга-

Робинсона и Соаве - Редлиха - Квонга. Причем по уравнению Пенга-Робинсона

расчет производится с несколько большей точностью. На основе уравнения

Пенга-Робинсона предложена методика расчета парожидкостного равновесия

для заданного значения давления и температуры.

На основе уравнения состояния проведен расчет фазовых равновесий

газоконденсатной смеси скважины 727, вскрывшей пласт Ач3-4, для различных

вариантов насыщения смеси конденсатом. Исходный состав пластового газа

соответствует содержанию конденсата 7% (потенциальное содержание С5+ в

пластовом газе 315,67 г/м3).

После построения фазовых диаграмм и определения давления фазового

перехода (т.е. давления, свыше которого углеводородная смесь находится в

однофазном состоянии) получается, что с увеличением содержания конденсата

в пластовом газе давление фазового перехода растет до содержания тяжелых

фракций (C5+) примерно 6%, при содержании 6-7% давление практически не

меняется, с дальнейшим увеличением содержания конденсата давление

фазового перехода снижается (рисунок 2). Это связано с тем, что до содержания

(C5+) 6% газоконденсатная смесь при давлении выше давления фазового

перехода находится в газообразном состоянии. 6-7% переходная

околокритическая область, в которой смесь может находиться как в жидком,

так и в газообразном состоянии, система в этой области ведет себя очень

неустойчиво. При небольшом понижении давления происходит интенсивное

12

38

40

42

44

46

48

50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Содержание фракций С4+, %

Дав

лени

е ф

азов

ого

пере

хода

(Tпл

=380

К),

МП

а

Рисунок 2 – Зависимость давления фазового перехода от содержания конденсата. Уренгойское месторождение, скв. 727, инт.

перф. 3668-3675 м, пласт Ач3-4

0

50

100

150

200

250

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50Пластовое давление, МПа

Пот

ери

конд

енса

та, с

м3 /м3

Рисунок 3 – Зависимость потерь конденсата от величины пластового давления

13

Содержание фракций С5+, %

выпадение жидкости, при повышении давления – мгновенное испарение.

Исследуемая система находится именно в этой области. И свыше 7%, при

давлении выше давления фазового перехода, смесь находится в жидком

состоянии. На рисунке 3 приведен график потери конденсата в пласте в

зависимости величины пластового давления.

Следует отметить, что рассмотренное поведение газоконденсатных

систем, по-видимому, является типичным для газоконденсатных систем,

сформировавшихся в условиях высоких давлений и температур. Полученные

результаты подтверждаются практическими исследованиями как для

Уренгойского месторождения, так и для ряда других месторождений схожих

попластовым условиям с ачимовской толщей Уренгойского ГКМ.

Аналогичные зависимости были получены для газоконденсатных систем

месторождения Кокдумелок (Узбекистан), пласта БП12 Присклонового

месторождения и для газоконденсатных систем Днепрово-Донецкой впадины.

Таким образом, содержание конденсата в пластовом газе 350 – 400 г/м3

является критическим содержанием C5+, практически для всех

газоконденсатных систем, характеризующим качественное изменение свойств

газоконденсатных систем. Газоконденсатные системы с содержанием

конденсата меньше критического, относятся к нормальным газоконденсатным

системам, характеризующимся ростом давления системы конденсации с

ростом содержания конденсата и достаточно пологой изотермой конденсации.

Газоконденсатные системы с содержанием конденсата больше

критического относятся к газоконденсатным системам переходного или

околокритического состояния, характеризующимся снижением давления

фазового перехода с ростом содержания С5+ и “лавинообразной” конденсацией

(выпадением большого количества конденсата) при снижении давления ниже

давления конденсации на 0,01 – 0,05 МПа. Диагностика фазового состояния

этих газоконденсатных систем часто затруднена из-за сложности отбора

представительной пробы.

14

На основе выше сказанного, можно сделать вывод, что пластовая система

ачимовской толщи Уренгойского ГКМ находится в околокритическом

состоянии. Следовательно, при разработке данных коллекторов необходимо

строго соблюдать технологический режим по недопущению снижения

забойного давления ниже давления конденсации, так как это приведет к

обильному выпадению конденсата в призабойной зоне и пласте, резко снизит

добывные возможности скважины и коэффициент извлечения конденсата.

В четвертом разделе предложена методика определения оптимального

дебита для газовых скважин. Во втором разделе рассмотрены модели,

описывающие фильтрацию флюидов в трещинно-поровом пласте. Во всех

перечисленных моделях фильтрацией из низкопроницаемой системы

непосредственно в скважину пренебрегают и рассматривают фильтрацию от

низкопроницаемой системы через высокопроницаемую к скважине. При этом

возможны два варианта поведения пластовой системы:

- отбор флюида из высокопроницаемой системы полностью

компенсируется поступлением флюида из низкопроницаемой системы

(компенсированный отбор);

- отбор флюида из высокопроницаемой системы не компенсируется

поступлением флюида из низкопроницаемой системы (некомпенсированный

отбор).

В случае некомпенсированного отбора могут развиваться процессы,

отрицательно влияющие на эффективность разработки залежи. В залежи может

наблюдаться резкое снижение текущего пластового давления сначала в

высокопроницаемой системе, а затем и в низкопроницаемой, приводящее к

развитию замкнуто-упругого режима вокруг отдельных скважин, переходящего

в нефтяных залежах в режим растворенного газа. Одновременно могут

развиваться процессы смыкания трещин. При дальнейшем снижении давления

в области дренирования скважины наблюдается рост газового фактора (до

15

нескольких десятков тысяч м3/м3) и скважина может работать, как

малодебитная газоконденсатная.

Аналогичные процессы будут иметь место и в газоконденсатных залежах,

приуроченных к сложнопостроенным коллекторам, но степень их изученности

более низкая, чем для нефтяных залежей. В случае некомпенсированного

отбора в газоконденсатном пласте и значительном снижении текущего

пластового давления ниже давления начала конденсации, выделение

конденсата в порах низкопроницаемой системы может частично или полностью

блокировать отдельные ее участки, что будет приводить к снижению дебита

скважин и конденсатногазового фактора, а в целом к снижению

конденсатоотдачи. Таким образом одним из важнейших условий оптимального

режима работы скважин в сложнопостроенных коллекторах как в нефте-, так и

газонасыщенных, наряду с условиями предупреждающими вынос породы из

пласта, процессы конусообразования, является условие компенсированного

отбора пластового флюида, согласно которому отбор флюида из

высокопроницемой системы должен быть равным перетоку флюида из

низкопроницаемой системы в высокопроницаемую. С учетом необходимости

обеспечения наибольшего уровня добычи газоконденсата, оптимальным будет

режим, при котором обеспечивается максимальный дебит скважины при

соблюдении условия компенсированного отбора.

Для определения оптимальных величин дебита и депрессии скважины

рассмотрен замкнутый пласт-коллектор, состоящий из высокопроницаемого

пропластка (ВП), по которому происходит приток газа в скважину, и

низкопроницаемого пропластка (НП), подпитывающего ВП.

Процесс фильтрации в такой двухъемкостной системе с различными

проницаемостями можно представить в виде двух этапов. На первом

происходит отбор флюида из высокопроницаемого пропластка, до тех пор, пока

возмущение не достигнет границы пласта, расстояние до которой (Rк) можно

16

определить по приближенным формулам, например, tRк ⋅⋅= 112 χ ,

где χ1 - пьезопроводность ВП. На втором этапе начинается переток газа из

низкопроницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Скорость перетока

V зависит от фильтрационных параметров НП, его толщины, давления в

высокопроницаемом пропластке. Пренебрегая притоком газа из НП в скважину

и, рассматривая лишь фильтрацию в ВП, получим одномерную задачу

нестационарной фильтрации с граничными условиями, учитывающими переток

и равенство давлений в пропластках на границе соприкосновения.

Решая поставленную задачу методом интегральных преобразований, в

конечном итоге получено:

Массовый дебит определяется по формуле2PQm ∆⋅= α , (1)

где 222забпл PPP −=∆ – величина создаваемой депрессии, МПа2;

Pпл – пластовое давление, МПа;

Pзаб – забойное давление, МПа;

α – коэффициент, определяющий угол наклона прямой линии

соответствующей в точке пересечения с индикаторной

диаграммой оптимальному дебиту, сПа

кг⋅2

Переходя от mQ к дебиту в атмосферных условиях, получим

2PQат

ат ∆⋅=ρ

α, (2)

Значение коэффициента α определяется следующим образом

1121

121

22

67,06ln

156,062 AA

RrR

ARA

R

c

⋅−

+⋅⋅

⋅

⋅+⋅⋅

⋅⋅=

χχλα

(3)

Здесь4

321 λ

λλ ⋅=A ;

ат

ат ZPAρ

⋅= ;

17

22

22 h

ελ = ; 21

13 h

χλ = ; 21

14 h

ελ = ;

ε1 и ε2 – гидропроводность НП и ВП, м2⋅м/(Па⋅с);

χ1 – пьезопроводность ВП, м2/(Па⋅с)

атат

плпл

TZTZZ

⋅⋅= – приведенный коэффициент сверхсжимаемости газа.

Или:

)67,0]6[(ln

)28,03(2

22

22112

22211

22

RkRkhhkrRTZPh

RkhhkTZRk

cат

ататат

⋅⋅−⋅+⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅

⋅⋅+⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅=µ

ρα, (4)

где k1 и k2 – соответственно, проницаемость ВП и НП, м2;

h1 и h2 – соответственно, толщина ВП и НП, м;

R – радиус контура питания, м;

rc – радиус скважины, м;

µ – вязкость газоконденсатной смеси, Па⋅с;

ρ – плотность газоконденсатной смеси, кг/м3;

Z и Zат – коэффициент сверхсжимаемости в пластовых и атмосферных

условиях;

T и Тат – температура в пластовых и атмосферных условиях, К;

Pат – давление в атмосферных условиях, Па.

С применением данной методики проведена обработка результатов

исследования скважины 719 Уренгойского месторождения. Скважина

характеризуется следующими параметрами: Tпл = 380 К, Pпл = 58,74 МПа,

вязкость газа 035,0=гµ мПа·с, радиус контура питания Rк = 250 м, радиус

скважины rc = 0,1 м, Zат = 1, Zпл = 1,255, гидропроводность ВП определена по

результатам гидродинамических исследований ε1 = 0,771 Д·м/сП, интервал

перфорации 3774-3780 м. Плотность газа в атмосферных условиях для

ачимовской толщи Уренгойского месторождения изменяется в пределах 0,8-1,3

18

кг/м3. Так как плотность входит в формулы (4) и (2) и при переводе дебита к

атмосферным условиям сокращается – для удобства расчетов примем

3/1 мкгат =ρ . Результаты исследования на установившемся режиме

представлены в таблице 2.

Величину h1, примем равной 10% от общей толщины перфорированной

части пласта, тогда:

214

1

11 105,404498,0

6,0035,0771,0 мД

hk −⋅==⋅=⋅= µε

Величину ε2 определим по методике предложенной для нефтяного пласта

Стасюком М.Е. и Коротенко В.А.:

сПмД

Rh

Rh⋅=⋅⋅=⋅⋅=⇒⋅= 002158,0

2504,5771,0666

2

2

2

221

221

22

2 εεεε

Таблица 2 – Результаты исследования на установившихся режимах скв. 719 Уренгойское месторождение

Qг, тыс. м3/сут Pзаб, МПа ΔP2, МПа2

559.13 38.94 1934.17539.78 39.21 1912.87526.00 40.70 1794.09484.47 44.64 1457.44398.84 49.46 1003.94265.00 52.69 673.66153.60 56.86 217.12253.47 53.11 630.00401.63 49.39 1010.67505.99 42.65 1631.60

Следовательно:

21752 104,110399,1

4,5035,0002158,0 мДk −− ⋅=⋅=⋅=

По формуле (4) определяем параметр α:

сПакг

⋅⋅= −

2151061,3α

19

На рисунке 4 приведена индикаторная диаграмма и построенная до

пересечения с индикаторной диаграммой прямая (2). Значения 2P∆ и Q в точке

пересечения и будут соответственно оптимальной депрессией и оптимальным

дебитом (рисунок 4). Из построения определяем 22 1610 МПаP =∆ .

следовательно оптимальное забойное давление МПаPзаб 9,42= ; оптимальный

дебит сут

мтысQ3.502= .

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00

Q, тыс. м3/сут

P пл

2 - P з

аб2 , М

Па

2

Рисунок 4 – Индикаторная диаграмма скв. 719 (интервал перфорации 3774 – 3780м) Уренгойского месторождения.

С использованием данной методики было обработано несколько десятков

скважин Уренгойского ГКМ вскрывших ачимовскую толщу. Скважины были

условно разделены на 3 группы в зависимости от дебитов, с которыми они

работали в ходе проведения гидродинамических исследований. Метод показал

хорошие результаты для всех скважин вне зависимости от фильтрационных

20

параметров. В тех случаях, когда значения оптимального дебита сильно

занижены или завышены, речь в большинстве случаев идет о неправильном

определении значений гидропроводности по результатам обработки

индикаторной диаграммы. Точность определения гидропроводности

низкопроницаемой части коллектора оказывает наибольшее влияние на

качество определения значений оптимального дебита и депрессии, в меньшей

степени влияет точность определения проницаемости ВП. Кроме этого были

проведены исследования влияния точности определения значений других

фильтрационно-емкостных параметров на результаты расчета оптимального

режима работы скважины, но они носят скорее корректирующий, нежели

решающий характер.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе решены следующие проблемы:

1. Проведенный анализ существующих методик обработки

гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах

фильтрации позволяет предложить их комплексное использование для

определения наибольшего количества фильтрационно-емкостных параметров

трещинно-порового пласта.

2. На основании изучения параметров пластовой углеводородной

системы (давление начала конденсации, потенциальное содержание

конденсата, плотность и вязкость пластового флюида), показано, что по

физическим свойствам в пластовых условиях газоконденсатная система

приближается к жидкости, а поверхностное натяжение на границе раздела фаз

газ-конденсат стремится к нулю.

3. Показано, что газоконденсатная система ачимовской толщи находится

в околокритическом состоянии и при снижении забойного давления на 0.01-

0.03 МПа ниже давления конденсации происходит обильное выпадение

конденсата в призабойной зоне, которое приведет к ухудшению

21

фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта и снижению

извлечения конденсата.

4. Разработана методика выбора оптимального дебита и депрессии при

эксплуатации скважиной трещинно-порового коллектора, обеспечивающего

равномерное дренирование поровой и трещинной части пласта. Это

обеспечивает экономное расходование пластовой энергии, предотвращает

смыкание трещин, образование глубокой воронки депрессии, раннее

обводнение скважинной продукции и снижает гидратообразование.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих печатных

работах:

1. Савастьин М.Ю. Особенности фильтрации высоконасыщенных

газоконденсатных систем //Научные проблемы Западно-Сибирского

нефтегазового региона (гуманитарные, естественные и технические науки): Тез.

докл. науч. конф.-Тюмень: ТГНГУ, 1999. – С. 189-190.

2. Пономарев А.Н., О фильтрации высоконасыщенных газоконденсатных

систем в условиях высоких давлений и температур / А.Н. Пономарев, М.Ю.

Савастьин //Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона

(гуманитарные, естественные и технические науки): Тез. докл. науч. конф.-

Тюмень: ТГНГУ, 1999. – С. 139-141.

3. Пономарев А.Н. Влияние эффекта Джоуля-Томсона на процесс добычи

газоконденсата из ачимовской толщи Уренгойского месторождения / А.Н.

Пономарев, М.Ю. Савастьин, Б.М. Стасюк// Проблемы совершенствования

технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для

Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. – Тюмень: ТГНГУ,

2001. – С. 77-79.

4. Савастьин М.Ю. Выбор оптимального дебита работы газовой

скважины в условиях трещинно-порового коллектора/М.Ю. Савастьин, М.Е.

Стасюк, В.А. Коротенко//Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб.

22

науч. тр. регион. науч.-практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа.

– Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. – Т. 1.– С. 184-195.

5. Савастьин М.Ю. Фазовое поведение газоконденсатной системы в

ачимовской толще Уренгойского ГКМ // Новые технологии для ТЭК Западной

Сибири: Сб. науч. тр. регион. науч.-практ. конф., посвящ. 5-летию Института

Нефти и Газа. – Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс». – 2005. – С. 331-

341.

Соискатель М.Ю. Савастьин

Подписано в печать 11.03.2006 г. Формат 60х84/16.

Бумага финская. Печать RISO.

Усл. печ. л. 1,37. Тираж 100. Заказ 308.

Отпечатано в типографии Издательства «Вектор бук»

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

23