К оглавлению

УДК 553.981:553.048

Уточнение запасов газа газодинамическими методами

На примере газовой залежи в блоке ХХ^г+^д+^е горизонта НК_7а Комсомольского участка месторождения Котур-Тепе.

Я.М. ОСТРОВСКИЙ (Лениннефть)

Рассматриваемая залежь опробована скв. 12 и 38. При испытании горизонта НК_7а в интервале 4493-4503 м в период с 30 июня по 8 июля 1969 г. скв. 12 была исследована на шести режимах (таблица).

Пластовое давление, замеренное 30/VI 1969 г., составило 64 МПа, температура - 95 °С, содержание метана в газе - 97,05 %. После проведенных исследований в июле 1969 г. скважина была законсервирована с установкой цементного моста на глубине 4435 м. В ноябре 1981 г. после его разбуривания скважина была расконсервирована и введена в эксплуатацию на 10-мм штуцере с дебитом 403 тыс. м³/сут газа при устьевом давлении 30,3 МПа. В сентябре 1983 г. был установлен штуцер 6-мм, на котором она работала до февраля 1986 г., давая газ для бескомпрессорного газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин Комсомольского участка. К этому времени дебит газа и устьевое давление снизились соответственно до 54 тыс. м³/сут и 6,1 МПа. Запасы газа по результатам опробования горизонта НК_7а скв. 12 были подсчитаны объемным методом и в 1978 г. утверждены ГКЗ СССР. В феврале 1986 г. во время ремонтных работ произошел прихват НКТ. В настоящий момент скважина находится в аварийном состоянии.

Результаты газодинамических исследований, приведенные выше, в официальные отчеты не вошли. Видимо, специалистов смутили необычный вид индикаторной кривой и отрицательное значение коэффициента b в формуле притока (1), так как в то время аналогичных работ в Западной Туркмении не проводили.

Обработка результатов исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации осуществляется по формуле

где Рпл и Рзаб - пластовое и забойное давления, q - дебит газа, а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления. По первому из них определяются проницаемость, проводимость и газопроводность пласта, а по второму - его макрошероховатость. Такой метод хорошо зарекомендовал себя при исследовании сравнительно неглубоких скважин (до 3000 м), работающих с небольшими депрессиями. При изучении же глубоких скважин, вскрывших низкопроницаемые коллекторы и работающих при высоких депрессиях, возникают трудности, вызванные нарушением закона Дарси, изменением реальных свойств газа (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости) в зависимости от давления, деформацией пород и связанным с ней изменением пористости и проницаемости, а также неоднородностью различных пропластков, вскрытых скважиной. В этих условиях трудно установить истинную причину получения различных видов индикаторных кривых и, главное, отрицательного значения коэффициента b. И хотя такие случаи известны уже давно [2, 4], они зачастую вызывают недоумение.

В настоящее время результаты этих исследований обработаны с учетом изменения реальных свойств газа в зависимости от давления [1] по формуле

где- приведенные вязкости газа при Тпл соответственно при пластовом и забойном давлениях, - вязкость газа при атмосферном давлении и пластовой температуре,- вязкость газа при пластовых давлении и температуре.

Зависимость  от  (рисунок, a) представляет собой горизонтальную прямую, т. е. b₁ = 0, а коэффициент а₁, определенный по формуле

оказался равным 1,106 МПа² сут/тыс. м³ при следующих исходных данных: =67,15 МПа,=14,29, Tпр=1,89,= 1,37,=2,6, =0,013 мПа-с.

Зависимость  от  (см. рисунок, б) представляет собой прямую, выходящую из начала координат. Коэффициент a₁, определенный по формулам

также равен 1,106 МПа² сут/тыс м³. Аналогичный результат получен и при расчете коэффициента a₁ по формуле

Пластовое давление, определенное по найденному значению коэффициента а₁ по формуле

равно 67,13МПа.

Таким образом, начальное пластовое давление в залежи составляло 67,13 МПа, а не 64 МПа (замеренное).

Запасы газа были уточнены по уравнению материального баланса для газового режима [3]

где - накопленная добыча газа, - начальный объем порового пространства, занятого газом.

Решив уравнение (8) относительно   получим

или

На основании данных о пластовых давлениях и накопленной добыче газа и метода наименьших квадратов находим коэффициенты a₂ и b₂. Принимая конечное пластовое давление за 0,1 МПа, определяем балансовые запасы газа, дренируемые скв. 12.

Задаваясь конечным давлением (0,6 МПа) на устье скважины и конечным дебитом (20 тыс. м³/сут) газа, определяем конечные значения Рзаб и Рпл по формулам

Коэффициент  находим, используя данные таблицы, по формуле

Он равен 0,2626. При этом среднее значение коэффициента гидравлического сопротивления для 62-мм лифта составляет 0,0325.

Исходные данные для решения уравнений (11) и (12) следующие: относительная плотность газа по воздуху 0,58, средняя глубина скважины 4498 м,=0,863, Т_ср=323 К,=1,895. Конечные давления будут равны:=1,32 МПа; =8,9 МПа.

Отсюда =1,89; =0,748; =119. Подставляя  в уравнение (10), получаем извлекаемые запасы газа, которые практически совпали с первоначально подсчитанными объемным методом и утвержденными ГКЗ СССР в 1978 г. При этом конечный коэффициент извлечения газа может достичь 0,759, текущий - 0,568.

В результате уточнения геологического строения в 1983 г. размеры залежи и запасы газа значительно возросли. В феврале 1984 г. была возвращена с горизонта НК₈ скв. 38 и введена в эксплуатацию на 6-мм штуцере с дебитом 27 тыс. м³/сут при буферном давлении 7,3 и затрубном – 22 МПа. Но уже к маю 1984 г. давления снизились: буферное до 2, затрубное до 15 МПа. Дебит скважины упал до 23 тыс. м³/сут. По состоянию на 1/ХII 1986 г. скважина работала при буферном давлении 1,2 МПа с дебитом 4 тыс. м³/сут в систему сбора нефтяного газа. Запасы газа, вырабатываемые скв. 38, практически исчерпаны.

Таким образом, по характеру работы скв. 12 и 38 резко различаются, что может свидетельствовать об эксплуатации разных залежей.

Учитывая сложное тектоническое строение месторождения, объединение этих скважин в один блок при расстоянии между ними более 1,6 км не обоснованно и привело бы к завышению запасов газа. Поэтому рекомендуем продолжить работы по уточнению геологического строения исследованной залежи.

Рассмотренная в статье методика уточнения запасов газа газодинамическими методами дает хорошие результаты и позволяет получать достоверные данные при анализе разработки глубокозалегающих небольших по размерам и сложно построенных залежей.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова.- М.: Недра.- 1984. Т 1.

2. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Гидрогазодинамические методы исследований газовых скважин.- М.: Недра.- 1970.

3. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра.- 1981.

4. Минский Е.М., Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Приближенное решение задачи об установившейся фильтрации реальных газов // Труды ВНИИгаза.- 1963,- Вып. 18(26).- С. 5-24.

Таблица

Дата исследования	Диаметр штуцера, мм	Давление, МПа			Средний суточный дебит
		буферное	затрубное	забойное	газа, тыс. м^3/сут	конденсата, т/сут
6/VII 1969 г.	10	33,2	41,0	52,85	495	73,6
	12	27,5	39,8	51,40	545	78,5
7/VII 1969 г.	14	24,7	38,6	49,75	603	90,0
	18	17,5	36,5	47,05	696	100,5
8/VII 1969 г.	21	14,0	36,4	46,40	720	101,7
	23	9,3	35,4	45,63	746	108,5

Рисунок Графики зависимости  от (а) и  от (б)