Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Состояние изученности теоретических основ исследования и обоснования технологии применения горизонтальных скважин при освоении газовых и газоконденсатных месторождений 14
1.1 Современное состояние изученности методов определения производительности горизонтальных газовых скважин 22
1.2 Определение производительности горизонтальной скважины конечной длины 26
1.3 Определение производительности многоствольной скважины 31
1.4 Изучение влияния технологических факторов на производительность горизонтальных скважин 34
Глава II. Факторы, влияющие на достоверность получаемой информации при исследовании газовых скважин 43
2.1 Выбор технологии исследования вертикальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации 43
2.2 Разработка технологии исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации, вскрывших фрагмент залежи полосообразной и секторной форм 51
2.3 Изучение продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины, вскрывшей сеноманскую залежь 61
2.4 Влияние процесса стабилизации забойного давления и дебита скважин на достоверность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и параметров пласта 73
2.5 Пригодность приближенного метода по определению забойного давления горизонтальных газовых скважин различных конструкций 77
2.6 Оценка коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин...83
2.7 Осреднение коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин 95
2.8 Влияние изменения пластового давления по длине горизонтального ствола, вскрывшего наклонный пласт на результаты исследования скважин на стационарных режимах фильтрации 98
Глава III. Разработка аналитических методов по определению производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов 108
3.1 Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи 108
3.2 Влияние профиля ствола горизонтальной скважины на ее производительность 116
3.3 Приближенный метод оценки влияния кольматации призабойной зоны на производительность горизонтальных газовых скважин 121
3.4 Влияние загрязнения призабойной зоны пласта промывочной жидкостью при его вскрытии горизонтальным стволом на коэффициенты фильтрационных сопротивлений 126
3.5 Приближенный метод поиска оптимальных размеров фрагмента прямоугольной формы и его вскрытия для обеспечения максимального дебита горизонтальной скважины 129
Глава IV. Определение производительности горизонтальной скважины с учетом различных форм и размеров зоны дренирования 137
4.1 Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины, вскрывшую залежь полосообразной формы 137
4.2 Оценка добывных возможностей горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии фрагмента залежи, имеющей форму сектора 146
4.3 Теоретические основы определения производительности горизонтальных газовых скважин с веерным их расположением в пласте круговой формы зоны дренирования 150
4.4 Создание модели фрагментов сектора кругового пласта, вскрытого горизонтальными скважинами 153
4.5 Анализ результатов математических экспериментов по определению зависимости между относительным дебитом и относительным вскрытием горизонтального ствола, вскрывшего сектор залежи круговой формы 176
4.6 Влияние величины скин-эффекта на относительные дебиты горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент пласта в форме сектора 181
4.7 О возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительного дебита горизонтальных скважин, вскрывших сектора с различными радиусами 182
4.8 Достоверность предлагаемых универсальных безразмерных кривых зависимостей относительных дебитов горизонтальных скважин от полноты вскрытия ими сектора круговой залежи при различных числах скважин 183
4.9 Выводы и рекомендации 188
Заключение 190
Список использованных источников 192
- Современное состояние изученности методов определения производительности горизонтальных газовых скважин
- Выбор технологии исследования вертикальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации
- Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи
- Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины, вскрывшую залежь полосообразной формы
Введение к работе
К настоящему времени разработана техника и технология, позволяющая бурить скважины со сложной архитектурой, отличающиеся радиусом кривизны, профилем вскрытия нефтегазоносных пластов по толщине и по площади. Такая возможность предопределяет необходимость создания теоретических основ учета влияния на производительность и термобарические параметры скважин с такой архитектурой. В отечественной литературе часто скважины со сложной конфигурацией называют «интеллектуальной», что равносильно бурению скважин соответствующим геологическим особенностям месторождений с любыми емкостными и фильтрационными свойствами с учетом неоднородности залежи, последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков с различными удельными запасами при наличии и отсутствии гидродинамической связи между ними. Освоение таких залежей «горизонтальными» скважинами требует разработки новых технологий исследования и методов определения параметров таких скважин и вскрываемых ими продуктивных пластов.
Теоретическим основам применения горизонтальных скважин для освоения ресурсов нефтяных и газовых месторождений посвящено несколько тысяч работ, ориентированных в основном на освоение нефтяных залежей. В Российской Федерации газогидродинамические основы ' применения горизонтальных скважин для освоения ресурсов газовых и газоконденсатных месторождений интенсивно развиваются с конца 1980-х годов.
К настоящему времени разработаны и рекомендованы для применения на практике значительное число приближенных методов по определению производительности и термобарических параметров горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. Эти методы и технологии по заказу ОАО «Газпром» были обобщены и предложены для применения на практике, и в июне 2008 г. приняты в качестве нормативных в новой «Инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». В этой
инструкции отмечено, что рекомендованные для практики некоторые методы и технологии из-за принятия допущений при их разработке носят временный характер. Поэтому по мере создания новых, более точных, а также сравнительно простых и доступных методов, они должны быть пересмотрены.
Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных методов и технологий для вертикальных скважин.
С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые технологии исследования горизонтальных газовых скважин и не изученные методы по определению их производительности с учетом:
- неполноты вскрытия полосообразного пласта с различными
соотношениями длины и ширины фрагмента залежи, и выдачей практических
рекомендаций;
- неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различными
углами (числом скважин в круговом пласте, используемом при освоении
шельфовых месторождений).
Разработанные в диссертации технологии исследования и методы
определения пластового и забойного давлений, производительности
горизонтальных скважин, дренирующих различные формы фрагментов залежи, их вскрытия и коэффициентов фильтрационного сопротивления таких скважин, включены в названную выше новую инструкцию и не имеют аналогов.
Актуальность темы. Необходимость разработки методов и технологий повышения рентабельности освоения газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин, является важнейшей задачей. От правильного выбора типа и конструкции горизонтальных скважин, достоверности информации, получаемой по результатам исследования таких скважин, и обоснованности
технологических режимов их работы зависят объемы капитальных вложений на разбуривание месторождений и эксплуатационных затрат, а также надежность добычи газа.
С точки зрения качественного проведения газогидродинамических исследований, обработки полученных результатов, обоснования конструкции горизонтальных скважин, а также оценки их производительности и изменения термобарических параметров по стволу скважины актуальными являются вопросы:
- обоснования времени, необходимого для стабилизации забойного
давления и дебита горизонтальной скважины;
- влияния изменений пластового и забойного давлений с учетом длины
горизонтального участка ствола, радиуса кривизны и профиля такой
скважины;
влияния кольматации призабойной зоны на достоверность определяемых фильтрационных и емкостных свойств пласта;
- выбора размеров и форм зон дренирования.
Технология проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин имеет свои особенности по сравнению с вертикальными скважинами. Это связано, прежде всего, с большими размерами и формой зоны дренирования и высокой производительностью таких скважин. Поэтому при проведении исследований горизонтальных газовых скважин необходимо учесть влияние их конструктивных особенностей на дебит и термобарические параметры.
Разработка теоретических основ по определению добывных возможностей горизонтальных газовых скважин аналитическими методами в пределах фрагмента, учитывающая форму зоны дренирования и полноту вскрытия, имеет существенное значение для качественного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности горизонтальных газовых скважин,
неполностью вскрывших удельную площадь полосообразной или секторной формы. В реальных условиях секторная форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений' системой горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме, необходимом для создания геолого-математической» модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин с веерным расположением, возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.
С учетом современного состояния имеющихся технологий исследования и методов определения параметров пластов и самих скважин предлагаемая диссертация посвящена разработке технологий исследования горизонтальных скважин, повышению достоверности определения пластового и забойного давлений, коэффициентов фильтрационных сопротивлений и созданию методов по определению производительности скважин, вскрывших фрагменты залежи различной формы и размеров.
Цель работы заключается в создании технологий исследования горизонтальных скважин в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств пласта, обосновании и выборе конструкции таких скважин в зависимости от формы зоны дренирования, полноты вскрытия и методов определения их производительности. Задачи исследований
1. Обоснование технологии и продолжительности исследования горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты с
различными фильтрационно-емкостными свойствами, на стационарных режимах фильтрации.
Оценка коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных поисково-разведочных и эксплуатационных вертикальных скважин, необходимая для расчета основных показателей разработки с использованием таких скважин.
Изучение влияния на результаты исследования горизонтальных газовых скважин способа вскрытия многопластовых залежей, кольматации призабойной зоны, наклона пласта, профиля горизонтального ствола и точности определения забойного давления на искривленном участке.
Обоснование выбора формы удельной площади дренирования и вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной, обеспечивающего максимальную производительность такой скважины.
Разработка рекомендаций по обоснованию производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших пласты, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, степени вскрытия дренируемой зоны с использованием геолого - математических моделей фрагментов различных залежей секторной формы.
Научная новизна
Обосновано время стабилизации забойного давления и дебита для эффективной технологии проведения исследования горизонтальных скважин, вскрывших пласты с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
Разработана технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной и секторной форм.
Разработана методика оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин
Предложен метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, неполностью вскрывающих полосообразные пласты с различным соотношением длины и ширины;
Разработан графоаналитический метод определения производительности горизонтальных газовых скважин, дренирующих участок залежи круговой формы (или сектор), учитывающий его размеры и число скважин.
Методы решения поставленных задач
Методы подземной газогидродинамики, методы численного решения уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации, геолого-математическое моделирование фрагментов газовых месторождений. Практическая значимость
Разработанные рекомендации по технологии исследования горизонтальных скважин позволяют повысить точность определения пластового и забойного давлений при освоении газовых залежей горизонтальными скважинами по сравнению с существующими методиками.
Предлагаемые аналитические и численные решения, использующие геолого-математические модели фрагментов газовых месторождений, позволяют: достоверно оценить добывные возможности горизонтальных скважин; определить емкостные и фильтрационные свойства продуктивного пласта; распределение и изменение давления по стволу таких скважин; выбрать степень вскрытия пластов горизонтальным стволом, а также обосновать технологию проведения газогидродинамических исследований горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации.
3. Разработанные в диссертации методы определения параметров и технологии исследования горизонтальных скважин полностью включены в новую «Инструкцию по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин», которая принята соответствующим актом ОАО «ГАЗПРОМ», ООО «Газпром добыча Уренгой» и ООО «ВНИИГАЗ». Защищаемые положения
Технология исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент полосообразной залежи.
Методика расчета пластового давления и забойного давления горизонтальных скважин, учитывающая их конструктивные особенности.
Метод оценки коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования несовершенных вертикальных скважин.
4. Метод приближенного определения степени влияния кольматации на
коэффициенты фильтрационного сопротивления.
5. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи
полосообразной формы на производительность горизонтальных газовых
скважин.
6. Метод определения производительности горизонтальных газовых
скважин, неполностью вскрывших фрагмент (сектор) пласта круговой
формы.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:
На IV Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.
На VI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые
технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.
На 60-й Юбилейной студенческой научной конференции, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
На конференции "Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006 г.
На VI международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтегазоотдачи ", г. Москва 2007 г.
На VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г.
На I Международной конференции «Новые проблемы в стоимости потребления нефти и газа» г. Трондхейм, Норвегия, 2007 г.
На V Международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2008 г.
На VII Международном технологическом симпозиуме "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи", г. Москва, 2008 г.
10. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 работ, в том числе, три работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ. Основные положения диссертации отражены в опубликованных работах и в отчетах по НИР по темам № 332171728 (84-07) (Новая «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин»), 555-07-2 («Моделирование, оптимизация и управление технологическими режимами работы ПХГ»).
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет 205 страниц, в том числе 143 страницы машинописного текста, 42 рисунка, 20 таблиц и список литературы из 131 наименования.
Автор диссертации выражает глубокую благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Алиеву З.С.
Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и советы по его использованию, за научные консультации и помощь при выполнении отдельных задач, включенных в диссертацию.
Современное состояние изученности методов определения производительности горизонтальных газовых скважин
Среди многочисленных задач, решаемых при проектировании разработки, наиболее существенными являются задачи, связанные с притоком газа или смеси флюидов к горизонтальным скважинам. Эти задачи могут быть решены приближенными аналитическими и "точными" численными методами. Имеющиеся приближенные методы определения тех или иных параметров таких скважин и вскрываемых ими пластов существенно отличаются по принятой схематизации задачи, по допущениям относительно величин пластового и забойного давлений, расстояния до границы зоны дренирования, полноты вскрытия пласта и т.д.
Особенности движения газов и газоконденсатных смесей в пористой среде по сравнению с движением жидкостей обусловлены в основном отличием их физических свойств, а также характером их изменения при различных давлениях и температурах. Для газовых скважин формулы притока газа многими авторами были заимствованы из условий притока нефти к скважинам путем замены давления на потенциальную функцию и учета влияния изменения температуры в пласте при создании депрессии на пласт. Если скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления.
В реальных условиях в газоносных пластах скорости фильтрации могут быть достаточно высокими, особенно в призабойных зонах скважин. При движении газов эффект увеличения скорости фильтрации в призабойной зоне усиливается из-за расширения газа, происходящего при значительном снижении давления на забое скважины. При этом линейная зависимость между скоростью и градиентом давления нарушается.
Отклонения от линейной зависимости могут быть также обусловлены изменением физических свойств движущихся жидкости и газа, коллекторских свойств пластов, в частности, пористость, проницаемость при изменении давления и температуры в пласте, а также неоднородностью пластов и т. д.
Рентабельность разработки нефтяных и газовых месторождений существенно зависит от производительности скважин. При освоении месторождений, расположенных в шельфовой зоне, имеющих небольшую толщину, низкие фильтрационные свойства, залегающих на больших глубинах, а также при разработке нефтяных оторочек, использование вертикальных скважин в большинстве случаев становится нерентабельным из-за высокой себестоимости добычи нефти и газа низкой производительности и неустойчивой работы таких скважин.
Горизонтальные скважины получили широкое применение с 80-х годов прошлого века для освоения нефтяных и газовых месторождений. Необходимость использования горизонтальных скважин с каждым годом возрастает и связана с тем, что большая доля добычи углеводородов приходится на месторождения: с низкой проницаемостью коллекторов, их расположением в акваториях морей; с незначительной толщиной нефтяной оторочки и залежей с подошвенной водой.
Конструктивные особенности горизонтальных скважин в отличие от вертикальных позволяют получать дебиты в несколько раз превосходящие производительность вертикальных скважин. Причем увеличение дебита горизонтальных скважин обеспечивается за счет увеличения поверхности фильтра. Поверхность фильтрации вертикальных скважин ограничена толщиной вскрываемой ими пласта, тогда как для заданной величины толщины пласта и диаметра скважины, геометрические параметры поверхности фильтрации горизонтальных скважин зависят от длины горизонтального ствола. Эта особенность горизонтального ствола подчеркнута практически всеми исследователями.
Месторождения углеводородов РФ, находящиеся на шельфах Баренцева и Карского морей могут быть освоены только с использованием горизонтальных скважин. На месторождениях на поздней стадии разработки, таких как Ямбургское, Медвежье, Уренгойское, Оренбургское и др. также используются горизонтальные скважины.
При проектировании разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений системой горизонтальных скважин, а также при создании и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) следует учесть: удорожание стоимости бурения единицы длины горизонтальной части ствола, по сравнению со стоимостью бурения вертикального ствола; технические и технологические трудности, связанные с освоением и исследованием горизонтальных скважин; значительное влияние коэффициента анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом неоднородных пластов; образования гидрозатворов при неправильном выборе профиля» горизонтального ствола. Анализ выполненных научных исследований по экономическим показателям бурения горизонтальных скважин показывает, что при сравнительно небольшой длине горизонтального ствола (до 1000м) удорожание стоимости бурения одного погонного метра на конечном участке по различным фирмам составляет 10-50% [12]. Исходя из позиций, чем длиннее горизонтальная часть, тем больше производительность скважины, и чем длиннее этот ствол, тем дороже бурение погонного метра, необходимо найти такую конструкцию горизонтального участка ствола скважины, при которой обеспечивается ее устойчивая эксплуатация в процессе разработки и интенсивность прироста текущего дебита оправдана затратами на бурение. Одной из задач представленной диссертации является разработка рекомендаций по обоснованию и выбору такой конструкции горизонтальной скважины. Выбор необходимой конструкции требует одновременного учета многочисленных геологических, технических и технологических факторов, влияющих на производительность и устойчивость работы скважины.
Поэтому, поиск и выбор обоснованных конструкций горизонтальных скважин, учитывающих емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, неоднородность и параметр анизотропии, загрязнение призабойиой зоны при вскрытии пласта, размещение горизонтального ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования, профиль горизонтального участка и полноту вскрытия фрагмента, может быть осуществлен только при такой постановке с использованием теоретических основ многомерной и многофазной фильтрации. Согласно [26], [30] выбор обоснованной конструкции горизонтальной скважины и на режим ее работы зависит от: - деформации и устойчивости к разрушению продуктивного разреза; - активности подошвенной или краевой воды, способных быстро обводнить скважину; - степени и характера вскрытия с учетом анизотропии пласта; - возможности образования жидких или песчаных пробок в процессе эксплуатации; - наличия коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды, концентрация этих компонентов, давления, температура и скорость потока по стволу; - многопластовости, различия состава газа, давления и температур отдельных пропластков, наличие гидродинамической связи между ними, одинаковость уровня газожидкостных контактов, неоднородность разреза месторождения.
Выбор технологии исследования вертикальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации
Исследование газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации регламентировано нормативными документами — "Инструкцией по исследованию пластов и скважин" [55] и "Руководством по исследованию скважин" [84]. Согласно этим документам для получения качественных результатов при исследовании на стационарных режимах фильтрации необходимо минимум на 5-ти режимах с различными депрессиями на пласт и дебитами добиться полной стабилизации забойных давлений и дебитов на каждом из этих режимов и полного восстановления давления между режимами. При исследовании вертикальных скважин, вскрывших высокопроницаемые пласты, как, например, сеноманские отложения на месторождениях Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др., время для стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме составляет около 2,5 часа. Из-за того, что процессы стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины и восстановление давления после остановки происходит в одной и той же пористой среде, продолжительность восстановления давления между режимами также происходит за такое же время, которое необходимо для стабилизации забойного давления и дебита. При этом стабилизированным режим считается тогда, когда изменение давления и дебита на данном режиме не фиксируется применяемыми при исследовании контрольно-измерительными приборами. Продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита зависит от: ? фильтрационных свойств пористой среды; ? физических свойств флюида, который притекает в скважину; ? термобарических параметров пласта; ? формы и размеров зоны дренируемой исследуемой скважиной. Приближенно продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита оценивается по формуле: tCT=CR2km /kPnJI (2.1) где С - численный безразмерный коэффициент равный 0,122 С 0,350; RK - радиус зоны влияния исследуемой скважины, зависящий от наличия и отсутствия соседних скважин и создаваемых депрессий в них; m — коэффициент пористости пласта в долях единицы; и. - вязкость газа в пластовых условиях, мПа с; к — проницаемость пласта в м ; Рпл — пластовое давление.
Если пласт однородный с постоянной толщиной, то при пуске вертикальной скважины на любом режиме допускается, что вокруг ствола образуется зона дренирования, имеющая форму круга. Размеры этого круга зависят от наличия соседних скважин и их режима работы. Как правило, на поисково-разведочных площадях работающие соседние скважины отсутствуют. Поэтому на этапе разведки месторождения влияние RK теоретически предопределяется границей зоны газоносности. Однако, с учетом того, что на весьма отдаленных участках газоносной области изменение пластового давления на газовых месторождениях не поддается фиксации существующими измерителями давления из-за высокой сжимаемости газа, величину Rk условно принимают Rk 1000 м. На рис. 2.1 показано распределение давления в однородном пласте между двумя соседними вертикальными скважинами, имеющими одинаковые забойные давления (случай 1).
Изменение величины депрессии на пласт в одной из этих двух скважин приводит к перемещению границы раздела зон. Причем, чем выше депрессия на пласт, тем больше расстояние до границы зоны дренирования. На рисунке 2.1 (случай 2) показано распределение давления в пласте между двумя соседними скважинами с различными депрессиями на пласт. Рис. 2.1 - Схема распределения давления в однородном пласте, вскрытом двумя соседними вертикальными скважинами при АРі=ЛР2 (1) и APj AP2 (2) депрессиями на пласт.
Выше было отмечено, что технология исследования скважин на стационарных режимах фильтрации требует обеспечения стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановления давления между режимами. Продолжительность процессов стабилизации и восстановления забойного давления и дебита согласно формуле (2.1) существенно зависит от проницаемости пласта. Как правило, при оценке продолжительности процессов стабилизации и восстановления давления величина расстояния до границы влияния исследуемой скважины принимается условно и недостаточно обоснованно. Этот ошибочный подход к выбору величины Rk влияет на продолжительность процессов стабилизации и восстановления давления более существенно, чем величина проницаемости К. Так же существенное влияние расстояния до фаницы ожидаемой зоны дренирования исследуемой скважиной связан с тем, что величина Rk входящая в формулу (2.1) в квадрате, т.е. в виде
В целом, на практике могут быть встречены следующие условия предопределяющие величину расстояния до фаницы зоны дренирования.
1. На структуре ведутся поисково-разведочные работы и отсутствуют соседние скважины или они малочисленны и находятся от исследуемой скважины на большом расстоянии и не работают. То гда, теоретически, величина Rk определяется как расстояние до границы газоносной зоны. При такой ситуации принимать величину Rk для вертикальных скважин очень большой не следует, т.к. за пределами зоны с Rk 500 м изменение давления незначительное и не поддается фиксации . Это одна из причин, из-за которой на практике рекомендуется вместо RK использовать величину R = 0,577 RK. 2. Месторождение разрабатывается, и исследуемая скважина окружена эксплуатационными скважинами, работающими с одинаковыми или различными депрессиями на пласт. Если окружающие эксплуатационные скважины работают с одинаковыми депрессиями, то на каждом режиме исследуемой скважины окажется свое, не равное другим режимам, расстояние до границы зоны дренирования. Эта ситуация схематично показано на фрагменте месторождения на рис. 2.2 а. С учетом идентичности депрессии в эксплуатируемых скважинах на рис. 2.2 б показано распределение давления в пласте между исследуемой скважиной №1 и скважинами №№2 и 5 (Рис. 2.2 б). Аналогичное распределение давления между исследуемой и эксплуатируемыми скважинами 3-6 и 4-7 при АРЭКС„ =const будет иметь место и в других направлениях.
С учетом реальных размеров расстояния от исследуемой скважины до соседних при различных режимах исследования и с целью ускорения процесса исследования скважин, вскрывших пласты с длительной стабилизации забойного давления и дебита, что происходит и наличии соседних эксплуатируемых скважин, следует пользоваться тремя технологиями исследования скважин на стационарных режимах фильтрации. Вкі« J І І І І І І R»„ „і J і м _ j ft »J Рис. 2.2 а) Схема размещения исследуемой и эксплуатируемых скважин на фраг менте месторождения с одинаковыми депрессиями на пласт; б) Распределение давления в пласте между исследуемой скважиной №1 и скважинами №№2 и 5 1. Применять ускоренные - изохронный или экспресс методы исследования, технология проведения которых изложена в работах [55] и [84]. 2. Создавать в соседних эксплуатируемых скважинах максимально допустимые депрессии на пласт, с которыми они могут работать без осложнений, за время, в течение которого проводится исследование выбранной скважины, что позволит уменьшить размеры зоны дренирования исследуемой скважины. При этом на каждом исследуемом режиме следует оценить свою зону влияния этой скважины. Такой подход связан с тем, что исследования скважины на стационарных режимах фильтрации требует создания в скважине различных депрессий на пласт с целью получения качественной индикаторной кривой. Характер распределения давления в пласте следует установить до зоны влияния исследуемой и соседних скважин на каждом режиме следует оценить по формуле притока газа к скважине.
Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи
Значительное число исходных данных принятых при проектировании, как правило, определяется косвенными методами. Одним из таких примеров может служить неоднородность пласта.
Объединение пропластков в один осуществляется из-за отсутствия исследований и, следовательно, исходных данных по каждому пропластку. Для их объединения одним из основных условий является наличие гидродинамической связи между ними, а также близость этих пропластков по величинам фильтрационных и емкостных свойств.
Согласно [36] производительность горизонтальной скважины, вскрывшей однородную залежь, определяется формулой имеющей вид: Р1-Р]=аД + ЪД\ (3.1) где Рш и Рэ - пластовое и забойное давления соответственно, О - дебит горизонтальной скважины, аг и Ьг — коэффициенты фильтрационного сопротивления, значения которых могут быть определены графическим и численным методами. В частности для графического определения этих коэффициентов формулу (3.1) записывают в виде: АР2 — = a,+beQ, (3.2) О гпеАР2=Р1-Р2э Для достоверного определения производительности горизонтальных скважин и фильтрационных свойств каждого пропластка необходимо знать значения коэффициентов аіг и Ьіг по каждому из них. Если пласт состоит из нескольких пропластков и их емкостные и фильтрационные свойства не сильно отличаются, то они могут быть объединены как единый пласт с ос-редненными значениями их параметров.
Информация о фильтрационных и емкостных свойствах маломощных по запасам многопластовых залежей, как правило, отсутствует, таким примером могут служить некоторые скважины, вскрывшие 1-й объект Оренбургского газоконденсатного месторождения, где количество газонасыщенных пропластков доходит до 30. Исследования по каждому пропластку могут быть выполнены в разведочных скважинах, но они обычно не проводятся в связи с их трудоемкостью и большой продолжительности по времени. Коэффициент фильтрационного сопротивления аг можно определить по данным геофизических исследований скважин, по известным значениям коэффициента проницаемости пропластков к\, свойств газа и геометрии формы, дренируемой скважины.
В приведенный выше уравнениях ц - вязкость, Z - коэффициент свер-сжимаемости, Тт - пластовая температура, Rc - радиус скважины, RK - радиус контура питания горизонтальной скважины, к - проницаемость пласта, Тст - температура при стандартных условиях, Ьг - длина горизонтального ствола, h — толщина продуктивного пласта.
Значение левой части уравнения (3.3) остается таким же как и в уравнении (3.1), а значение коэффициента а\ включает в себя слагаемое bpQ2.
Следует подчеркнуть, что при длине горизонтальной скважины значительно большей и диаметре обсадной колонны меньшим, чем принятых при экспериментах, результаты которых приведены в табл.3.1 доля слагаемых и &02 могут существенно измениться.
При определении производительности горизонтальной скважины формы зоны дренирования принимают в виде: круга, эллипса или прямоугольника. В данной работе выбрана последняя из перечисленных выше форм зоны дренирования. Из работы [24] следует, что наилучшими размерами при полном вскрытии полосообразного пласта для получения минимальных коэффициентов фильтрационного сопротивления и, следовательно, максимального дебита при заданной депрессии на пласт является Lnon=2RK, где Ьтл — длина полосы, вскрытой горизонтальной скважиной.
Для установления влияния неоднородности и многообъектности залежи были проведены расчеты на примере одного из объектов Оренбургского газоконденсатного месторождения. При этом были приняты следующие исходные данные: пластовое давление 7 ,=120 атм, забойное давление Ру=80 атм, коэффициент сверхсжимаемости газа Z=0,772, вязкость газа //=0,012 мПа-с, пористость т=\5 %, суммарная эффективная толщина газонасыщенных пропластков кэф=10 м, радиус скважины Rc=0,l м, температура пласта Т1]Л=305 К, продолжительность разработки залежи t=30 лет. Расстояния до контуров питания принимались равными RK= 400, 800, 1600 м. Если исходить из условия максимального дебита при заданной депрессии на пласт, то при полном вскрытии длина для горизонтальной скважины для вышеперечисленных RK составит Zrop=800, 1600, 3200. Из-за экономических показателей бурение горизонтальной скважины значительной длины не всегда целесообразно, поэтому при таких размерах необходимо неполное вскрытие полосы, дренируемой горизонтальной скважиной. При определении дебита горизонтальной скважины не полностью вскрывшей фрагмент полосообразного пласта следует воспользоваться графическими зависимостями относительного дебита от относительного вскрытия, представленными в работе [8].
Для перечисленных выше исходных данных определены производительности горизонтальных газовых скважин для 2-х случаев. В первом случае дебиты горизонтальных скважин рассчитаны для каждого из пропластков с заданными толщинами и проницаемостями, а затем просуммированы. При этом было рассмотрено две расчетные схемы: а) наибольшие толщины у пропластков с худшими коллекторскими свойствами; б) наибольшие толщины у пропластков с лучшими коллекторскими свойствами.
Обоснование и выбор удельной площади дренирования горизонтальной скважины, вскрывшую залежь полосообразной формы
В теории фильтрации нефти и газа к горизонтальной скважине приняты в основном три формы зоны дренируемой такими скважинами: круговой, эллиптической и прямоугольной. При разбивке газоносной залежи на круги и эллипсы образуются обрезки площади, не охваченные дренированием. Такая форма зоны дренируемой горизонтальной скважиной имеет место в случае, когда забойное давление по длине горизонтального ствола практически постоянное. Размеры прямоугольника могут быть аналогичны размерам квадрата или узкой полосы.
К настоящему времени сравнительно достоверно оценивается форма зоны дренируемой вертикальной скважиной, если она вскрывает однородный изотропный пласт с постоянной толщиной пласта, насыщенностью, проницаемостью, термобарическими параметрами и т.д. Во всех остальных случаях связанных с неоднородностью пласта, параметром анизотропии, конструкции ствола вскрывающего такие пласты форма и размеры зоны дренирования принимаются условно в виде: эллипсоида, прямоугольника, усеченной сферы и т.д. Как правило, форма зоны дренирования выбирается такой, которая позволяет получить сравнительно простые аналитические методы определения производительности скважин. Неоднородности пласта по толщине и по площади залежи приводят к образованию зоны дренирования с различными размерами. Если неоднородные газонасыщенные пропластки не имеют гидродинамическую связь, то размеры зоны дренирования окажутся неодинаковыми и зависящими, прежде всего от проницаемости этих пропластков.
Для заданных величин проницаемости к, пластового давления Рт, вязкости газа и пористости пропластков при продолжительности работы скважины равной t, радиус зоны дренирования, образующийся после пуска вертикальной скважины может быть оценен формулой: R: = (4.1) -0, где R\ - радиус зоны дренирования /-го пропластка с проницаемостью к\, пористостью пі; с пластовым давлением РтЛ и вязкостью газа в пропластке щ; с — числовой коэффициент равный 0,122 с 0,350. При сравнительно небольших толщинах газовых месторождений (около 100 м) и близких составах газов для всех пропластков условно можно принимать Pmj=const и [i=const. Тогда учитывая, что диапазон изменения пористости пропластков не велик и как правило, они близки, то следует, что радиусы зоны дренирования для заданного отреза времени t, будут обратно пропорциональны проницаемости пропластков.
Из формулы (4.1) видно, что величина RK незначительно влияет на коэффициент ав так как находится под логарифмом, а на коэффициент Ъв практически не влияет, так как величина RK газовых скважин составляет несколько сотен метров и входит в формулу (4.1) в виде \IRK, который несопоставим с \IRC. При вскрытии неоднородных по толщине пластов значение радиуса контура питания входящего в структуру коэффициента ав для отрезка времени t на отдельных режимах исследования скважин будет зависеть от проницаемости вскрываемого пропластка. Так, например, проницаемости пропластков артинского яруса Оренбургского месторождения изменяются в диапазоне 0,64 & 10 мд.
Это означает, что проницаемости пропластков отличаются в к = = 15,6 раз. В целом по I объекту ОНГКМ выделяются до 30 газоносных пропластков, которые при моделировании скважины 10048 были выделены на 4 группы по величине проницаемости. В частности были выделены пропластки с общей эффективной толщиной И0ф_0б. 1—5,0 м со средней пористостью mcpj=\6,62% и проницаемостью к\=\0 мд. Вторая группа пропластков имеет h.Mpo6.2-4,8 м; тср2-\4,5% и &2=7,10 мд соответственно. Третья группа пропластков имеют следующие аналогичные параметры Иэф.об.3=6,8 м; тср3=12,2% и &з=2,8 мд, а четвертая группа пропластков соответственно //3,/,.06.-/=6,6 м; /яср./=8,67% и 4=0,64 мд. При пуске вертикальных скважин, вскрывших I объект ОНГКМ на режимах исследования с продолжительностью t=4,0; 24,0; и 240,0 часов значения радиусов зоны дренирования по этим пропласткам приведены в таблице 4.1. Из полученных результатов по величине радиуса зоны дренирования пропластков, проницаемости которых отличаются до 15 раз, следует, что: -изменение продолжительности работы скважины от 4-х часов до 240 часов, т.е. в 60 раз приводит к увеличению радиуса зоны дренирования в 7,5ч-8,0 раз; -изменение проницаемости пропластков с к]-\0 мд до к 0,64 мд приводит, не зависимо от продолжительности работы скважины к уменьшению радиуса зоны дренирования ориентировочно в 3 раза.
При обработке результатов исследования вертикальных скважин, вскрывших I объект ОНГКМ, различие величин радиуса зоны дренирования не принимались во внимание и поэтому все выводы по величине проницаемости I объекта полученные по данным газогидродинамических исследований недостоверны.
Выше было отмечено, что сравнительно существенное влияние на достоверность из коэффициентов фильтрационного сопротивления радиус контура питания оказывает на коэффициент ав. Если входящий в структуру коэффициента ав RK принимать равным Як=60,6 м и /?с=0,1 м, то \n(RK/Rc) будет ln(60,6/0,1)=6,407, а при RK=2\,2 м и RC=0,1 м, то 1п(7?,/Яс)=(21,2/0,1)=5,356. Это означает, что максимальная ошибка из-за неточности использованного RK для I объекта составит Д=[1-(5,356/6,40)]-100=16,3%. Полученная погрешность в определении коэффициента ав практически не зависит от продолжительности работы скважины на режиме.
Значения а и Z (в неявной форме через параметр макрошероховатости /) зависят от проницаемости пропластков к\. Однако отсутствие на предприятии "Газпром добыча Оренбург" исследований каждого в отдельности из выделенных выше 4-х пропластков с пористостями т=16,62%; 14,5%; 12,2% и 8,67% и проницаемостями к\=\0 мд; &2=7,1 мд; 3=2,8 мд и 4=0,64 мд не позволяет определить влияние неоднородности I объекта на размеры зоны дренирования. Поэтому для определения влияния RK на коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины аг и Ъг были использованы постоянные значениям а и Ъ по сеноманской залежи Ямбургского и юрской залежи Юо Штокмановского месторождений. Для этих месторождений значения а и Ь соответственно равны: а сен=7,22; 6 сен=4,22 и я 11ГГ= 16,61; 6 шт= 10,44.
Из приведенных в таблице 4.2 результатов расчетов следует, что при изменении значения RK практически в 3 раза как при t=4 часа, так и при t=10 сут, т.е. при 21,2 /?к 60,6 м и 164,4 ЛК 469 М значения коэффициентов фильтрационного сопротивления ат и Ьг изменяются в диапазонах 0,02166 аг 0,036; 0,0733 яг 0,1833 и 2,750-10"6 6г 4,339-10"6; 1,355-10"5 6г 2,544-10"6 т.е. в 1,5+2 раза. Такие изменения при заданной депрессии на пласт могут в 2 раза снизить производительность горизонтальной скважины.
