Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние изученности определения производительности горизонтальных скважин и исследования их на стационарных режимах фильтрации 10
1.1. Состояние изученности вопросов определения производительности и исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации .10
1.2. Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы 16
1.3. Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи секторной формы 25
1.4. Анализ состояния проблемы исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации 31
1.5. Заключение по проведенному анализу состояния работ, посвященных производительности горизонтальных газовых скважин и газогидродинамическим исследованиям 40
ГЛАВА 2. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных газовых скважин, вскрывших полосообразный фрагмент залежи 42
2.1. Определение производительности горизонтальных газовых скважин, не полностью вскрывших полосообразные фрагменты залежи с учетом стабилизации забойного давления и дебита 42
2.2. Влияние площади зоны дренирования на производительность горизонтальной газовой скважины 54
ГЛАВА 3. Определение производительности горизонтальной газовой скважины, не полностью вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора 63
3.1. Приближенный метод определения производительности горизонтальной газовой скважины, не полностью вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора 63
3.2. Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального участка в пласт при их веерно-кустовом размещении 83
ГЛАВА 4. Методы исследования горизонтальных газовых скважин при длительной стабилизации параметров исследования 103
4.1. Оценка возможности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления в условиях нестабилизации забойных давлений и дебитов на стационарных режимах фильтрации 103
4.2. Особенности исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации 135
4.3. Методы исследования горизонтальных газовых скважин .139
4.3.1. Исследование горизонтальной газовой скважины на сокращенном числе режимов работы 143
4.3.2. Использование результатов исследования вертикальных поисково-разведочных скважин для определения коэффициентов
фильтрационного сопротивления .145
4.3.3. Использование ускоренных методов исследования
горизонтальных газовых скважин .147 4.3.4. Обработка результатов исследования горизонтальных газовых
скважин при линейной связи между градиентом давления и скоростью
фильтрации 150
4.3.5. Использование кривых стабилизации забойного давления и
дебита для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
по данным стабилизации на одном режиме .150
Основные выводы 152
Список используемой литературы
- Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы
- Влияние площади зоны дренирования на производительность горизонтальной газовой скважины
- Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального участка в пласт при их веерно-кустовом размещении
- Особенности исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации
Введение к работе
Актуальность темы диссертации
В настоящее время практически на всех нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, а также подземных хранилищах газа все большее применение находят горизонтальные скважины. Основное преимущество горизонтальных скважин состоит в многократном увеличении площади фильтрации пластового флюида за счет длины горизонтального ствола, что ведет к уменьшению депрессии на пласт.
Концентрация основных стратегических запасов нефти и газа Российской
Федерации на шельфах Карского и Баренцева морей предопределяют
необходимость создания теоретических основ применения горизонтальных
скважин с веерно-кустовым размещением, в т.ч. определение производительности скважин с веерным размещением вокруг платформы.
К настоящему времени теоретические основы применения горизонтальных
скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях разработаны не
полностью. Это связано с формой зоны, дренируемой такими скважинами. Значительные, по сравнению с вертикальными скважинами, размеры фильтра горизонтальных скважин обуславливают изменчивость забойного давления по длине горизонтального участка ствола. Это приводит к переменной величине расстояния до границы зоны дренирования и различной интенсивности притока газа из каждого погонного метра горизонтального ствола.
Существующие методы определения производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, в большинстве случаев, получены при допущениях, практически неприемлемых в реальных условиях.
На сегодняшний день нет регламентированных методов определения
производительности горизонтальных скважин, не полностью вскрывших
фрагменты полосообразной и секторной формы. В диссертации изучаются
возможности определения дебита горизонтальной газовой скважины
приближенными методами. Рассматривается влияние наиболее существенных факторов на результаты приближенного определения дебита горизонтальных
газовых скважин. По результатам анализа состояния исследования горизонтальных газовых скважин установлено, что нецелесообразно проводить исследования горизонтальных газовых скважин с соблюдением требований теоретических основ исследования на стационарных режимах фильтрации, и предлагаются методы обработки результатов исследования скважин, позволяющие получить параметры пласта с приемлемой точностью.
Цель выполнения диссертационной работы
Разработка методов определения производительности горизонтальных газовых скважин и исследование их на стационарных режимах фильтрации для снижения эксплуатационных затрат при разработке месторождений природного газа.
Основные задачи выполненных исследований
1. Разработка графоаналитического метода определения
производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших не полностью
фрагмент полосообразной и секторной форм газоконденсатных залежей.
2. Разработка приближенного метода определения производительности
горизонтальной газовой скважины, вскрывшей фрагмент залежи в форме сектора.
-
Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального ствола в пласт при их веерно-кустовом размещении.
-
Исследование влияния ширины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальной газовой скважины.
-
Обоснование возможности сокращения продолжительности процесса исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации.
-
Разработка метода определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин при нестабилизированных забойных давлениях и дебитах.
Научная новизна работы
-
Разработаны методы определения производительности горизонтальных газовых скважин при частичном вскрытии горизонтальным стволом фрагмента залежи полосообразной и секторной форм.
-
Обосновано влияние расстояния входа горизонтального ствола в продуктивный пласт по отношению к устью скважины и размеров полосообразного фрагмента на ее производительность и устьевое давление.
-
Получены зависимости производительности горизонтальных газовых скважин от ширины пласта.
-
Разработаны методы обработки результатов исследования горизонтальных газовых скважин, которые позволяют сократить число режимов исследования при выполнении требований к точности результатов газогидродинамических исследований.
-
Разработаны методы газогидродинамических исследований, позволяющие определить коэффициенты фильтрационного сопротивления при сокращении продолжительности режимов исследования горизонтальных газовых скважин, совпадающие с результатами исследования при полной стабилизации забойного давления и дебита.
Защищаемые положения
В представленной диссертации к защищаемым положениям относятся:
разработка графоаналитического метода определения производительности горизонтальной газовой скважины, частично вскрывшей полосообразный фрагмент залежи,
разработка приближенного и графоаналитического методов определения производительности горизонтальной газовой скважины при вскрытии фрагмента секторной формы,
установление влияния расстояния входа горизонтального ствола в продуктивный пласт относительно устья скважины на ее производительность и устьевое давление,
установление влияния ширины полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальных скважин,
обоснование невозможности и нецелесообразности исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации,
возможность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальной газовой скважины по нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов с приемлемой для практики погрешностью.
Методы решения изучаемых в диссертации задач
Для решения задач, предусмотренных выбранной темой диссертации, были использованы, в основном, два математических метода:
классический аналитический метод, часто используемый при решении задач о фильтрации газа к вертикальным скважинам. По аналогии с этим классическим подходом задача притока газа к горизонтальному стволу так же решена при предположении о том, что вскрыт однородный полосообразный фрагмент, в пределах толщины пласта плоскорадиальный, перпендикулярный к горизонтальному стволу приток газа. За пределами толщины - одномерный плоскопараллельный нелинейный приток к первой зоне. Этот метод использован при получении приближенных методов определения производительности горизонтальных скважин и их коэффициентов фильтрационного сопротивления.
- численный метод, путем моделирования фрагментов залежи, вскрытых горизонтальными скважинами полосообразной и секторной форм, использован для получения решения по определению производительности при неполном вскрытии этих фрагментов при необходимости проверки достоверности полученных аналитических решений. Использованная программа для численного решения изучаемых прямых и обратных задач базируется на системе уравнений многомерной, многофазной нестационарной фильтрации в неоднородной анизотропной пористой среде с учетом: гравитационных и капиллярных сил; фазовых переходов и их влияние на фазовые проницаемости; межпластовых и зональных перетоков газа и газоконденсатной смеси; взаиморастворимости фаз и других факторов. Использование численного решения путем моделирования
фрагментов различных форм позволило получить графические зависимости прикладного характера для пористых сред с различными свойствами и различными геометрическими параметрами этих фрагментов и горизонтальных стволов.
Теоретическая и практическая значимость работы
-
Созданы методы определения производительности горизонтальных газовых скважин при частичном вскрытии фрагментов газовой залежи полосообразной и секторной форм. Эти методы могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с использованием горизонтальных скважин.
-
Результаты расчетов по определению влияния расстояния входа горизонтального ствола в пласт от устья скважины при веерно-кустовом размещении на производительность и устьевое давление могут быть использованы при размещении скважин вокруг платформы и при кустовом размещении.
-
Результаты исследования по влиянию ширины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальных скважин, направленные на повышение производительности проектных горизонтальных скважин, могут быть использованы при проектировании размещения горизонтальных скважин на месторождениях природного газа.
-
Обоснованы приближенные методы исследования горизонтальных газовых скважин, которые рекомендованы, в первую очередь, на шельфовых месторождениях, и для пластов с низкими фильтрационными свойствами.
-
Результаты диссертационной работы были использованы РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина при разработке решений по оптимизации схем размещения скважин на площади газоносности Антипаютинского и Тота-Яхинского месторождений.
Апробация результатов, полученных в диссертации
Результаты решения поставленных в диссертации прикладных задач были доложены на следующих международных научно-практических конференциях и
семинарах: Научный семинар, посвященный 100-летию со дня рождения профессора Б.Б. Лапука, Москва, 2011г.; IX всероссийская научно-техническая конференция “Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России”, Москва, 2012г; Международная научно-практическая конференция “Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли” г. Оренбург, 13-15 декабря 2012г.; XIX Губкинские чтения “Инновационные технологии прогноза поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России”, Москва, 22-23 ноября 2011г.; XX Губкинские чтения “Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России” Москва, 28-29 ноября, 2013г.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в т.ч. в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ - 5, патент на изобретение – 1, тезисы докладов – 5.
Структура и объем работы
Анализ состояния изученности вопроса определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы
Научные основы применения горизонтальных скважин для освоения нефтяных и газовых месторождений, за исключением единичных работ, опубликованных до 1960 годов, создавались после 1980 г., что связано с созданием техники и технологии бурения таких скважин к этому времени. Эти работы, в основном, были посвящены определению производительности нефтяных скважин. К ранним работам, посвященным вопросам бурения и эксплуатации горизонтальных скважин следует отнести работы Rieman B. [83], А.М. Григоряна [37], Ranecy L. [80, 81], Fairbank C.O. [66], Stockman L.P. [85], В.П. Пилатовского [51], П.Я. Полубариновой-Кочиной [53, 54], Л.С. Лейбензона [45], В.П. Табакова [57], Ю.П. Борисова и др. [32]. В них, в основном, изучался вопрос притока жидкости к горизонтальным скважинам. Несколько ранее в зарубежных публикациях, в частности, в работах [66, 80, 81, 84, 85] и других рассматривались необходимость и возможность бурения горизонтальных скважин.
За последние 35 лет по вопросам теории притока нефти к горизонтальным скважинам, исследования таких скважин, техники и технологии их бурения и эксплуатации, опубликованы несколько тысяч работ в виде статей, брошюр и монографий. Однако, по точности постановки и схематизации задач притока жидкости к горизонтальным скважинам, методы их решения указывали на то, что не все публикации пригодны для практических расчетов. Согласно работам З.С. Алиева и др. [9, 30], публикаций, посвященных различным аспектам горизонтальных скважин, свыше тысячи. Но эти работы не носят методический характер для определения производительности и термобарических параметров горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. По этой причине, в названных выше работах З.С. Алиева и др. [9, 30], проанализированы наиболее часто встречаемые публикации, посвященные производительности нефтяных и газовых скважин. Следует подчеркнуть, что в зарубежной литературе весьма в ограниченном количестве встречаются публикации, посвященные горизонтальным газовым скважинам. Это связано с тем, что при изучении вопросов производительности горизонтальных скважин используется не объемный, а массовый расход газа. Однако такой подход не всегда оправдан, если учесть, что часто при описании уравнения фильтрации газа и газоконденсатной смеси должна быть использована нелинейная связь между градиентом давления и скоростью фильтрации газа.
В числе наиболее часто встречаемых в литературе работ, посвященных горизонтальным скважинам, следует отметить авторов, которые оценивали продуктивность горизонтальных нефтяных скважин. В частности, Giger F.M. в работах [67, 68], Babu D.K., Odeh A.S. в [64, 65], Giannesini J.F. в [69], Joshi S.D. в работах [72, 73], Mutalic P.N., Goodbole S.P. в [78], Renard G.I., Dupug J.M. в [79], Шеремет В.В. в работе [62] и многие другие авторы изучали возможность определения производительности горизонтальных скважин методами, отличающимися схематизацией притока нефти к таким скважинам. К настоящему времени предложены более 80 расчетных методов по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин. В общем виде формулы, наиболее часто используемые при оценке дебита нефти горизонтальной скважины можно представить равенством: C=Q/AP и C1=CjuHB/2nkh (1.1) где Q - дебит нефти; АР - депрессия на пласт; к - коэффициент проницаемости; Q - безразмерный параметр, зависящий от геометрии дренируемой зоны, значения которого определяются согласно:
Значения параметра Q, рассчитанные по формулам (1.2)ч-(1.7) при различных величинах толщины пласта h, длине горизонтального ствола Lг и расстояниях до границы зоны дренирования различных форм, принятых авторами этих методов определения производительности приведены в таблице 1.1. Из этой таблицы следует, что кроме методов, предложенных в работах [62, 79] остальные формулы не пригодны для использования их при любых значениях h, 4, и Rк c целью определения дебита нефти горизонтальной скважины. Схемы принятых геометрических форм и размещения горизонтального ствола для получения формулы определения дебита нефти показаны на рисунке 1.1 в [9]. Во всех перечисленных работах забойное давление по всей длине горизонтального ствола принято постоянным, т.е. Р з(Lг)=const. Теоретически из-за значительной длины горизонтального ствола, а также сравнительно высокой производительности таких скважин забойное давление и интенсивность притока к скважине из каждого погонного метра являются переменными величинами. Такими значениями забойного давления Р з(Lг) и дебита уд(г) обуславливается расстояние до границы зоны дренирования горизонтальным стволом Rкг, которое также оказывается переменой величиной. Поэтому получить простую расчетную формулу для определения дебита горизонтальной скважины с высокой степенью точности не представляется возможным даже при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации жидкости.
Влияние площади зоны дренирования на производительность горизонтальной газовой скважины
Из формул (2.8) (2.10) следует, что величины коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ъг линейно зависят от величины расстояния до границы зоны дренирования полосообразной формы Rкг. Однако это не означает, что производительность горизонтальной скважины также линейно зависит от Rкг. Связь между дебитом горизонтальной скважины Q и расстоянием Rкг предопределяется долями а гQ и bгQ2 в формуле (2.8).
Поэтому представляет большой практический интерес обоснование выбора размещения горизонтальных скважин с учетом влияния расстояния от ствола до границы по ширине фрагмента Rкг. Согласно формуле (2.8), с учетом связи коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ъг и величиной Rкг, чем меньше это расстояние, тем меньше эти коэффициенты. Поэтому при выбранной величине депрессии на пласт, снижение значения і?кг приводит к росту производительности горизонтальной скважины.
Для обеспечения горизонтальной скважины удельными запасами газа, обеспечивающими ее работу на ближайшие t 30 лет, при имеющихся прочих параметрах фрагмента требуется выбрать форму и размеры фрагмента, в частности, для полосообразного фрагмента его длину и ширину. При этом следует учесть, что необоснованное уменьшение ширины фрагмента приводит к резкому увеличению его длины. Такой фрагмент требует бурения горизонтального ствола большой длины, что резко снижает рентабельность применения таких скважин для освоения месторождения. В работах З.С. Алиева и др. [24, 29, 30] и др. установлено, что рост производительности от длины горизонтального участка происходит линейно только при постоянном забойном давлении по длине горизонтального участка. Теоретически забойное давление по длине горизонтального участка постоянным быть не может. Характер роста производительности горизонтальной газовой скважины при постоянном и переменном забойном давлении по длине горизонтального ствола показан на рисунке 2.7. При частичном, т.е. неполном вскрытии полосообразного фрагмента небольшой ширины, дебит горизонтальной скважины, определяемый из зависимости Q=QнеJQпол от Ь=Ьг/Ьфр становится весьма низким, где Qнеп, Опол - дебит при неполном и полном вскрытии полосообразного фрагмента горизонтальным стволом.
Для установления влияния ширины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальной скважины были выполнены расчеты для случая с постоянной длиной изотропного пласта на примере исходных данных, идентичных параметрам сеноманских отложений и вскрывших их горизонтальных скважин. В частности: пластовое давление Р пл=117 атм, забойное давление Рз=113,5 атм, эффективная толщина h=60 м, радиус скважин Дс=0,1 м, коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин ав=0,2 атм2/(тыс.м3/сут) и 6в=0,00035[атм/(тыс.м3/сут)]2. Длина фрагмента фр=2000 м, параметр анизотропии %=1. Величины параметров а и Ь по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальных скважин ав и Ъв были определены по формуле:
В формулах (2.12) и (2.13) кроме параметров а и Ъ все остальные параметры относятся к геометрии зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, при полном вскрытии полосообразного фрагмента горизонтальным стволом. Толщина пласта, обозначенная через h1 в этих формулах, определяется из равенства hi=h/2-Rc; Rкг - расстояние от горизонтального ствола до границы зоны дренирования по ширине фрагмента, которое принимается постоянным по длине фрагмента, т.е. кг( г)=const, так как решение (2.8) получено при постоянном по длине горизонтального ствола забойном давлении, т.е. при Р з(Lг)=const
Как следует из структуры коэффициентов фильтрационного сопротивления, математически описываемые формулами (2.12) и (2.13), при принятых постоянных значениях длины фрагмента Lфр = 2000 м, полностью вскрытого горизонтальным стволом, депрессии на пласт, равной ЛР=3,5атм и параметров а и Ъ увеличение ширины полосообразного фрагмента приводит к росту коэффициентов фильтрационного сопротивления аг и Ьг, и поэтому, при принятых значениях депрессии на пласт производительность горизонтальной скважины весьма существенно снижается. Ширина полосообразного фрагмента является одной из определяющих величин, для обеспечения соответствующими удельными запасами газа горизонтальной скважины для их извлечения в процессе разработки за период t 30 лет. Поэтому следует изучать влияние размеров ширины и длины фрагмента на производительность горизонтальной газовой скважины полностью или частично вскрывшей фрагмент.
Естественно, что чем меньше полнота вскрытия фрагмента по длине, тем ниже производительность горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент даже небольшой ширины.
Для изучения влияния ширины и длины фрагмента на производительность были выполнены две серии расчетов производительности горизонтальной скважины, отличающихся тем, что в одном из вариантов постоянной принималась длина фрагмента фр =сonst= 2000 м, а в другом варианте постоянным принималась ширина фрагмента 2 =1000м и, следовательно, Дкг=500м.
Исходные данные и результаты расчетов влияния ширины и длины полосообразного фрагмента на производительность горизонтальной газовой скважины приведены в таблицах 2.4 и 2.5, и показаны на рисунках 2.8 и 2.9.
Из данных, приведенных в таблице 2.4 и на рисунке 2.8, видно, что с ростом ширины фрагмента темп снижения производительности горизонтальной скважины, полностью вскрывшей фрагмент полосообразной формы, уменьшается. Из характера снижения дебита горизонтальной скважины следует, что сравнительно интенсивное снижение происходит до величины і?кг 750м, и эту закономерность следует учесть при размещении горизонтальных скважин на структуре газовых и газоконденсатных месторождений.
Анализ влияния на устьевое давление и производительность скважин расстояния от ее устья до входа горизонтального участка в пласт при их веерно-кустовом размещении
Существующая теория исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации обусловлена необходимостью достичь стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановления давления до пластового после каждого режима. Однако соблюдать эти условия не всегда технологично. Соблюдение условия стабилизации при исследовании горизонтальных скважин практически невозможно по причинам, которые связаны с:
1. Формой, размерами дренируемых объектов, а также полнотой вскрытия и размещением горизонтального ствола по толщине и по площади.
2. Изменчивостью расстояния до границ зоны дренирования и одновременным существованием первой и второй фаз в процессе фильтрации на режимах, что недопустимо по теории исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации. Продолжительность процессов стабилизации забойных давлений и дебитов на режимах, а также восстановления давления между режимами, число которых согласно [38] должно быть 5-8, может быть оценена по формуле 106 tcm=CRlmM/kPtm , (4.2) где С - численный коэффициент, равный С=0,122; Rк - расстояние до внешней границы зоны дренирования, м; m-пористость, доли ед., \х -коэффициент вязкости в пластовых условиях, 10"3 Па; к–проницаемость пласта, м2, Рпл - пластовое давление, Па.
Соблюдение продолжительности стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме при вскрытии низкопроницаемых пластов даже вертикальными скважинами приводит к существенным потерям газа и загрязнению окружающей среды.
Длительность процесса стабилизации забойного давления и дебита при использовании горизонтальных скважин для освоения ресурсов газа существенно больше продолжительности, требуемой при применении вертикальных скважин. Увеличение продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита на режимах связано с размерами зоны, дренируемой горизонтальной скважиной.
В соответствии с проектами разработки сеноманских залежей на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и других месторождениях удельные запасы газа, приходящиеся на долю каждой вертикальной скважины составляют около Qзап.вер. = 5 109 м3 , а начальный дебит при депрессии на пласт 2,5 атм АР 50 атм составляет Qнач. = 1000 тыс. м3/сут .
Проектные начальные дебиты горизонтальных скважин при начальной длине горизонтального участка Lгор. нач = 250 м и указанном выше диапазоне изменения депрессии на пласт, согласно [1], составляют Qг.нач. = 3000 тыс. м3/сут. Это означает, что удельные запасы, приходящиеся на одну горизонтальную скважину, должны быть ориентированы на запасы, в три раза больше, чем по вертикальной скважине. Увеличение удельных запасов газа при использовании горизонтальных скважин при имеющихся на месторождении исходных данных, в частности, пористости, толщины пласта, газонасыщенности, пластового давления, и температуры возможно только путем увеличения размеров зоны, дренируемой горизонтальной скважиной Rк.
Из формулы (4.2) видно, что увеличение Rк приводит к квадратичному росту времени, необходимого для стабилизации забойного давления и дебита.
Выполнение условий, требуемых теорией по стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и обеспечение полного восстановления давления между режимами на реальных скважинах, не представляется возможным по следующим причинам:
1. Скважина поисково-разведочная и отсутствуют соседние работающие скважины. В этом случае границей зоны дренирования Rк является граница газоносности залежи, исчисляемая десятками километров. При таких размерах границы зоны, подлежащей дренированию, продолжительность стабилизации забойного давления и дебита только на одном режиме превышает один год.
2. Исследуемая скважина окружена соседними работающими скважинами с различными депрессиями на пласт. В этом случае расстояние до границы зоны дренирования исследуемой скважины на каждом режиме окажется разным в зависимости от созданных в исследуемой и соседних скважинах депрессий на пласт.
3. Вскрываемый пласт неоднородный по проницаемости пропластков и между ними имеется слабая газогидродинамическая связь (или такая связь отсутствует). Расстояние до границы зоны дренирования по пропласткам будет определяться в зависимости от проницаемости пропластков.
4. Вскрытие фрагментов секторной и полосообраной форм неполное – расстояние до границы зоны дренирования, в зависимости от размеров этих форм, существенно будет отличаться, что приводит к одновременному истощению залежи, т.е. ко второй фазе, тогда как в зоне большего расстояния до границы продолжается первая фаза, т.е. процесс возмущения, как это показано на рисунке 4.3.
5. Пласт неоднороден по площади и соседние скважины
расположены вокруг исследуемой на идентичных расстояниях и эксплуатируются с различными депрессиями на пласт.
Отсутствие возможности выполнить условия, предъявляемые теорией по стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме работы горизонтальной скважины, потребовало необходимость поиска новых методов исследования таких скважин взамен метода установившихся отборов.
В данной работе изучены две возможности замены метода исследования горизонтальной скважины на стационарных режимах фильтрации:
1. Использование ускоренных методов исследования скважины, в частности, изохронного или экспресс метода. При этом возможность использования этих методов исследования горизонтальных скважин ограничена толщиной пласта, вскрываемого горизонтальным стволом. При существенной разнице величин проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях и небольших толщинах вскрываемого пласта или пропластка, в котором размещен горизонтальный ствол, использование ускоренных методов может привести к существенным отклонениям определяемых параметров от их истинных величин.
2. Использование нестабилизированных, но изохронных значений забойных давлений и дебитов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта с последующей проверкой погрешностей, допускаемых при их определении по нестабилизированным значениям давлений и дебитов на режимах, использованных при исследовании.
Такая работа может быть выполнена путем геолого- математического моделирования фрагментов газовых и газоконденсатных месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами, вскрываемых частично и полностью горизонтальными стволами. Процесс стабилизации забойного давления и дебита считается законченным, когда созданное в скважине возмущение, т.е. снижение давления на забое при пуске ее в работу на определенном режиме (штуцере, диафрагме, сопле и др.) доходит до внешней границы зоны, дренируемой скважиной, принимаемой как первая фаза, после которой начинается процесс истощения фрагмента в целом, т.е. снижение давления повсеместно. Расстояние от торца ствола до границы зоны выбранного фрагмента и радиуса сектора (см. рисунки 4.3, 4.4) при веерно-кустовом размещении ствола значительно превышает расстояние до границы зоны дренирования в интервале фрагмента, вскрытого горизонтальным стволом.
Особенности исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации
Рассматриваемая задача относится к категории стационарных, а система уравнений - нестационарная, поэтому для получения приемлемых на практике результатов эти уравнения были преобразованы в квазистационарные путем закачки газа по периметру фрагмента в объеме, равном объему, добываемому из скважин.
Математические эксперименты для изучения влияния нестабилизации забойного давления и дебита на режимах на достоверность коэффициентов фильтрационного сопротивления по результатам исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации были выполнены на базе теоретических основ, описываемых системой линейной связи между градиентом давления и скоростью фильтрации на фрагменте полосообразной формы.
По этой причине результаты эксперимента обрабатывались как для линейной, так и для нелинейной связи между градиентом давления и скоростью фильтрации. Выбор геолого-математической модели для определения возможности использования нестабилизированных значений забойных давлений и дебитов горизонтальных скважин произведен на фрагментах, где стабилизация тесно связана с их проницаемостью и неполнотой вскрытия. Выбранные проницаемости и полнота вскрытия фрагментов с различными расстояниями до границы зоны дренирования по ширине фрагмента позволили создать более продолжительное время для стабилизации забойного давления и дебита на режимах исследования. Схема фрагмента с различными свойствами с указанием размеров ячеек показана на рисунке 4.5.
Для изучения влияния продолжительности процесса стабилизации забойного давления Рзi и дебита Qi на достоверность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины были использованы два значения расстояний до границы зоны дренирования в пределах вскрытия фрагмента Rк, равные Rк = 760 и 1500 м.
Естественно, что чем больше Rк, тем продолжительнее процесс стабилизации Рзі и Qt. Поэтому математические эксперименты, проводились на двух моделях фрагмента с различными размерами сеток по ширине фрагмента. Размеры этих сеток в зависимости от влияния Rк приведены ниже.
1. Проницаемость пласта к=25 мД, расстояние до границы зоны дренирования в интервале, вскрытым горизонтальным стволом составляло Rк=760 м, скин-эффект 5 =0; длина фрагмента Ьфр = 2000 м; длина горизонтального ствола/г = 2000 м, что соответствует полному вскрытию фрагмента, а также Ьг = 1600, 1200 и 400 м. Замеры забойного давления и дебита производились через 1, 10, 20 и 30 суток. Продолжительность стабилизации забойного давления и дебита зависит от расстояния до границы по длине фрагмента и это расстояние равно Я=Ьфр -Ьг, и чем меньше длина горизонтального ствола, тем больше величина R. Поэтому при принятых параметрах фрагментов минимальная продолжительность имеет место при полном вскрытии фрагмента горизонтальным стволом. По данному варианту стабилизация давления и дебита в зависимость от длины горизонтального ствола наступает через tст (Хг=2000 м) = 3 сут; tст(Lг=1600 м) = 4 сут; tст(Lг=1200 м) = 5 сут и ст(L=400 м) = 6 сут.
2. Проницаемость пласта к = 50 мД. Все остальные параметры фрагмента полностью соответствуют аналогичным параметрам, принятым при к=25 мД, за исключением продолжительности стабилизации забойных давлений и дебитов, которые поданному варианту составляют tст (г=2000 м) = 2 сут; tст (г=1600 м) = 3 сут; tст (г=1200 м) = 4 сут и tст (Д=400 м) = 5 сут.
3. Проницаемость пласта к= 250 мД. Все остальные параметры фрагмента, за исключением продолжительности стабилизации забойных давлений и дебитов при различных длинах горизонтального ствола приняты идентично параметрам, использованным в первом и во втором вариантах. При полном вскрытии фрагмента горизонтальным стволом, т.е. при Ь=Ьфр =2000 м стабилизация на режимах с различными депрессиями на пласт и через одни сутки оказались tст (Lг=2000 м) = 1 сут; tст (Хг=1600 м) = 1 сут; tст (L =1200 м) = 1 сут и tст (Lг=400 м) = 1 сут.
4. Проницаемость пласта к= 50 мД, но отличается от остальных вариантов величиной Rк, которая увеличена в два раза и равна Rк = 1500 м. Ранее было отмечено, что приведенные продолжительности стабилизации при различных длинах горизонтального ствола и депрессиях на пласт соответствуют достижению возмущения, созданному в скважине до границы интервала, вскрытого горизонтальным стволом. В данном варианте это расстояние по сравнению с предыдущими вариантами увеличено и поэтому продолжительности процесса стабилизации при Rк = 1500 м должны увеличиваться. Поэтому даже при Ь=Ьфр =2000 м на режимах с АР = 11,23 атм, 8,42 атм, 5,62 атм, 2,81 атм и 1,40 атм продолжительности стабилизации составляют ст(Lг=2000 м) = 5 сут; ст(Lг=2000 м) = 6 сут; tст(L =2000 м) = 7 сут; tст(L =2000 м) = 9 сут и tст(L=2000 м) = 12 сут, а при Ьг=400 м и весьма близких депрессиях на пласт продолжительности процесса стабилизации оказались tст= 7 сут; tст= 8 сут; tст= 10 сут; tст= 16 сут; tст= 26 сут.
По перечисленным вариантам результаты математических экспериментов были обработаны по формуле (4.1) и согласно “обобщенному” закону Дарси имеющий вид: Рп 2 л-Рз2=а {tp)Q(tp) (4.11) где а%) - коэффициент фильтрационного сопротивления, включающего в себя условно и функцию второго слагаемого в уравнении (4.1) b(tp) (tp) . Такая обработка результатов связана не только с решением уравнения, описывающего линейную связь между градиентом давления и скоростью фильтрации, но и еще, как правило, незначительностью составляющего b(tp)Q2(tp) в уравнении притока газа к горизонтальному стволу.
Результаты математических экспериментов по формулам (4.1) и (4.11) приведены в таблице 4.1 и показаны на рисунках 4.6-4.35. Как видно из приведенных таблиц, для каждой длины горизонтального ствола исследование выполнено на пяти различных депрессиях на пласт и четырех продолжительностях работы скважины на каждом режиме, в частности: tр = 1, 10, 20 и 30 сут и весьма близких депрессиях.
Анализ и обобщение полученных результатов математических экспериментов позволили установить погрешности, допускаемые при исследовании горизонтальных скважин, и определении коэффициентов фильтрационного сопротивления по нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов с использованием уравнений притока газа при линейном и нелинейном законах фильтрации во фрагментах с различными проницаемостями. При этом за базовый вариант с истинными значениями коэффициентов фильтрационного сопротивления приняты результаты, полученные при длине горизонтального ствола, равном длине фрагмента Lг=Lфр =2000 м. Значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, полученные при Rк=760 м и обработке результатов исследования горизонтальной скважины по формулам (4.1) и (4.11) приведены в таблице 4.1 и рисунках 4.5-4.34.