 |  | |
 УДК: 622.279. (575.4) Совершенствование методики определения параметров терригенных газонасыщенных пластов Туркменистана
Бердимурадова О.О., ст. преподаватель Международный университет нефти и газа имени Ягшигелди Какаева, Туркменистан
Рассмотрены способы обработки результатов газодинамических исследований и расчета параметров призабойной зоны газовых скважин, а также газовые месторождения восточного Туркменистана. Обобщена и систематизирована информация по газовым и газоконденсатным месторождениям Туркменистана.
В настоящее время все большую актуальность и распространение получает создание геолого-гидродинамических моделей для мониторинга разработки газовых месторождений, основой для которых наряду с сейсмическими, петрофизическими и материалами бурения скважин, главным направлением изучения пласта стали газодинамические исследования скважин. Осуществлены серьезные изменения в техническом, программно-методическом и технологическом перевооружении службы гидродинамических исследований. Назрела необходимость создать методический документ и инструмент проведения расчетов, регламентирующие весь процесс от проведения исследований скважин, интерпретации полученных материалов, до их всестороннего анализа для применения на этапе геологического моделирования. В качестве теоретической базы для этого можно рекомендовать разработанное нами учебное пособие и программный комплекс “GGKDFTUP” Это позволит для газовых месторождений, приуроченных к терригенным пластам, получить достоверные данные о фильтрационно-емкостных параметрах и энергетическом состоянии продуктивных горизонтов, а также использовать результаты их анализа (совместно с другими геолого-промысловыми и геофизическими данными) при контроле разработки, создании гидродинамических моделей, расчете прогнозных технологических показателей. Как известно, основной задачей исследования скважин является получение информации о фильтрационно-емкостных свойствах пласта как в процессе бурения скважины, так и изменение и уточнение их в течении всего периода эксплуатации. Увеличение объема ГДИ позволит установить основные закономерности распределения фильтрационных параметров пласта в масштабе всей залежи, установить зоны макронеоднородности с различной гидродинамической связью. Вклад ГДИ в решение проблемы качественного проектирования и настройки резервуара при гидродинамическом моделировании процессов разработки месторождения сложно переоценить. Для понимания геологического строения и оценки гидродинамического состояния залежи в динамике необходимо ежегодно проводить ГДИ по скважинам, расположенным в зонах с различными характеристиками. В обязательном порядке с большей частотой ГДИ исследования необходимо проводить в низкодебитных скважинах или скважинах, работающих с повышенными депрессиями на пласт. Мы считаем целесообразным применение для аппроксимации индикаторных линий газовых скважин степенной формулы в комплексе с двучленной. Преимуществом данного варианта является возможность более объективной оценки параметров C и N при установлении коэффициентов фильтрационного сопротивления A и B. Для оперативной оценки добычных возможностей газовых скважин может быть использована зависимость qg=f(ΔP), где qg – удельный дебит скважины, равный отношению дебита газа на каждом режиме к вскрытой толщине пласта. На рис. 1 приведены графики удельных дебитов для 29 исследованных скважин месторождения Малай. Достаточно большое количество исследованных скважин позволяет объективно оценивать минимальный, средний и максимальный удельные дебиты скважин при равной депрессии. Например, при средней депрессии 2 МПа удельный дебит скважин месторождения Малай составит порядка 120 тыс. м3/сут, средний – 30 тыс. м3/сут, минимальный – 3-5 тыс. м3/сут. Как видно из анализа определенных параметров, наиболее близкими к значениям проницаемости и гидропроводности, принятыми для характеристики продуктивного пласта месторождения Малай, оказались параметры, рассчитанные по степенной формуле, т.е. по предложенной нами методике. Это дает основание предложить разработанную нами методику в качестве инструмента для определения параметров призабойной зоны не только скважин месторождения Малай, но и других скважин, вскрывших терригенные пласты. Основной принцип организации работ состоит в сосредоточении повышенного внимания на наиболее важных объектах (залежах, являющихся объектами моделирования). Это даст возможность вместо анализа разрозненных результатов отдельных измерений перейти к обобщениям информации по площади. До выполнения основного объема работ по ГДИ необходимы базовые исследования в процессе вызова притока в двух-трех скважинах. По возможности, необходимо приурочить газодинамические измерения к промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ) в процессе капитального ремонта (согласно плану КРС). Такие исследования обычно выполняются силами геофизической службы, но комплексная интерпретация совместных результатов должна осуществляться промысловой или научной организациями. На рис. 1 приведены зависимости q/hраб = f(ΔP) для 26 исследованных скважин месторождения Малай, которые мы отнесли к I группе. Достаточно большое количество исследованных скважин позволяет объективно оценивать минимальный, средний и максимальный удельные дебиты скважин при равной депрессии. Например, при средней депрессии 3 МПа удельный дебит скважин этой группы составит порядка 128 тыс. м3/сут/м, средний – 88 тыс. м3/сут/м, минимальный – 21 тыс. м3/сут/м. Из общей тенденции зависимости удельного дебита от депрессии выделяется скважина 83, в которой те же величины удельного дебита достигаются при больших (почти в 2 раза) депрессиях. Максимальные удельные дебиты не превышают 250 тыс. м3/сут/м при депрессиях не выше 8 МПа.
Рис. 1 - Зависимости q/hраб = f(ΔP) для 26 исследованных скважин I группы месторождения Малай
К II группе мы отнесли всего 3 скважины (рис. 2), для которых характерны высокие величины удельного дебита при небольших депрессиях. Так, например, в скважине 73 максимальное значение удельного дебита (402 тыс. м3/сут/м) достигается при депрессии 7,11 МПа, а при депрессии 3 МПа удельный дебит в этой скважине достигает 240 тыс.м3/сут/м. В скважине 85 минимальная продуктивность 30 тыс.м3/сут/м достигается уже при депрессии 0,33 МПа, что на порядок меньше, чем для скважин I группы Таким образом, продуктивность скважин II группы значительно выше, чем скважин I группы.
Рис. 2 - Зависимости q/hраб = f(ΔP) для 26 исследованных скважин II группы месторождения Малай
Для скважин III группы характерны низкие удельные дебиты при очень высоких депрессиях (рис. 3). Так, в скважине 80 при депрессии 11,6 МПа может быть достигнут максимальный удельный дебит 225 тыс.м3/сут/м, а в скважине 65 – только 179 тыс.м3/сут/м.
Рис. 3 - Зависимости q/hраб = f(ΔP) для 26 исследованных скважин III группы месторождения Малай
В IV группу мы выделили скважины, для которых можно определить предельные значения депрессии (рис. 4). Например, для скважины 36/42 минимальная депрессия должна составлять не менее 5,9 МПа, так как после ее достижения наблюдается резкий прирост удельного дебита. А вот для скважин 33, 63, 84 и 92 этой группы, наоборот, существует максимальная предельная депрессия, при превышении которой приращения удельного дебита вообще не происходит.
Рис. 4 - Зависимости q/hраб = f(ΔP) для 26 исследованных скважин IV группы месторождения Малай
Таким образом, предлагаемый методический подход позволяет выполнить экспресс-оценку продуктивности скважин и определить оптимальную депрессию на пласт. Использование при расчетах совместно степенной и двучленной формул позволяет дать более объективную оценку продуктивности скважин, т.к. дает возможность определить работающую толщину продуктивного пласта и в дальнейшем представить распределение удельных дебитов скважин по площади месторождения. В свою очередь, построение карты изменения фильтрационных сопротивлений по площади залежи, позволит выявить группы скважин, для которых необходимо планировать методы воздействия на призабойную зону с целью увеличения продуктивности.
Библиографический список
| ||
 |  |
