Оценка добывных возможностей скважин при разведке и на начальной стадии разработки газоконденсатных залежей Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.321+622.013

В.И. Лапшин, Ф.Р. Билалов, Г.П. Косачук, Д.П. Уваров

Оценка добывных возможностей скважин при разведке и на начальной стадии разработки газоконденсатных залежей Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

Ключевые слова:

газодинамические исследования скважин, уравнение притока газа, коэффициенты фильтрационного сопротивления, абсолютно свободный дебит, функциональные зависимости, оценочные расчеты.

Keywords:

dynamic well testing, gas discharge equation, flow coefficient, absolute open flow, functional dependences, estimations.

Ввод в разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) предусматривается в ближайшие годы. Месторождение характеризуется сложным геологическим строением и рядом факторов, затрудняющих его освоение, а именно:

• низкими термобарическими характеристиками. Нефтегазоконденсатная залежь ботуобинского горизонта расположена на глубине 1620-1800 м, имеет начальное пластовое давление 13,2 МПа, начальную пластовую температуру 9 °С; для нефтегазоконденсатной залежи хамакинского горизонта и газоконденсатной залежи талахского горизонта эти характеристики составляют 1450-1800 м, 12,9 МПа, 10 °С и 1500-1780 м, 12,0 МПа, 11 °С соответственно;

• существенным ухудшением коллекторских свойств хамакинского и талахского продуктивных горизонтов в сравнении с ботуобинским;

• мозаичным характером распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

Учет результатов определения добывных возможностей вертикальных скважин в процессе разведки и на начальной стадии разработки газоконденсатных залежей ЧНГКМ позволит оценить производительность скважин с горизонтальным окончанием.

В процессе разведки и разработки газоконденсатных месторождений (залежей) для оценки газодинамических характеристик пластов проводятся газодинамические исследования (ГДИ). В контексте существующих технологий проведения газогидродинамических исследований выделяют две группы исследований скважин: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа. Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида в пласте, при которых изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени не фиксируется [1-7]. Поэтому технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации предусматривает, что перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим.

Уравнение притока газа к забою газовой скважины обычно описывается двучленной формулой, характеризующей зависимость потерь пластовой энергии АР2 от дебита скважины [1-6]:

AP2 = AQ + BQ2

(1)

где АР2 = Рпл2 - Рз2 (Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давления, МПа); А - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс. м3/сут); В -квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/((тыс. м3/сут)2); Q - дебит скважины, тыс. м3/сут.

Значения А и В используются для расчета абсолютно свободного и свободного дебитов. Абсолютно свободным дебитом Qас называется такой теоретический дебит газа, которому соответствует Рз = 0,1013 МПа. Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта к забою скважины без учета потерь давле-

ния в стволе скважины. Абсолютно свободный дебит обычно используется для определения потенциальных возможностей скважины. При известных значениях коэффициентов А и В абсолютно свободный дебит определяется по формуле [1, 2]:

ба.с

^Л2 + 4В(^ - Р32) - Л

2В

(2)

В процессе разведки детально исследовались газоконденсатные залежи, залегающие в ботуобинском, хамакинском и талахском горизонтах. Разведочные вертикальные скважины были практически равномерно распределены на площади залежей ЧНГКМ.

В ряде случаев определение добывных возможностей по результатам обработки исследований по формуле (1) с использованием многозначных коэффициентов А и В оказывается сложным и неудобным. При проектировании разработки с целью упрощения оценочных расчетов при различных депрессиях рекомендуется использовать взаимосвязь Q с депрессией АР [7]:

Q = /АР),

(3)

где Р = Рпл - Рз. Точки, определяющие режимы скважины на графике функции (3), могут быть описаны кривыми, построенными по наиболее подходящим зависимостям - степенной, логарифмической, полиномиальной и др. При экстраполяции вычсляемые по аппрокси-

<2, тыс. м3/сут 2500

2000

1500

1000

500

мационным формулам значения дебита (или депрессии при заданном дебите) могут существенно отличаться от ожидаемых, вплоть до получения значения, не имеющего физического смысла.

Обычно при исследованиях стационарные режимы устанавливаются в узких интервалах депрессий, что создает трудности оценки продуктивности скважин при больших депрессиях. Поэтому для построения кривой (3) также рекомендуется как конечную точку использовать значения Qа.с.

Формулы, описывающие зависимости дебитов от депрессии, позволяют с помощью несложных вычислений:

• оперативно оценить дебиты скважин при различных депрессиях;

• сравнить дебиты скважин при одинаковых депрессиях.

На рис. 1-3 приведены кривые семейства (3), построенные с использованием Qа.с по данным, полученным при исследовании вертикальных скважин ботуобинского, хамакин-ского и талахского горизонтов ЧНГКМ. Соответствующие кривым функциональные зависимости ^ = у, АР = х) отражены в табл. 1-3.

Для построения кривой зависимости добывной возможности усредненной скважины определяем средние дебиты скважины (д) при депрессиях 1,0; 2,0; 3,0-13 МПа. Кривая, проходящая по значениям средних дебитов при различных депрессиях, характеризует усредненный дебит вертикальных

♦ 1а а 3а ж 5а + 7а

- 9а ■ 11а х 13а

♦ 15а

- 17а

♦ 19а а 21а ж 23а

25а ф 27а а 29а

■ 2а х 4а

• 6а

- 8а » 10а а 12а ж 14а + 16а

- 18а

■ 20а х 22а

• 24а

- 26а а 28а

0

Таблица 1

Функциональные зависимости, полученные для скважин ботуобинского горизонта

(см. рис. 1)

Скважина Зависимость

1a y = 39,412 1п(л) + 112,08

2a y = 323,96л0-7135

3a y = 58,703 1п(л) + 139,95

4a y = 359,2л0-5983

5a y = 114,22 1п(л) + 295

6a y = 237,51л0-4585

7a y = 157,93л0-6064

8a y = 402,76л0-6805

9a y = 450,83 1п(л) + 588,74

10a y = 397,81 1п(л) + 311,97

11a y = 108,26л0-8272

12a y = 24,327 1п(л) + 38,119

13a y = 135,25 1п(л) + 233,1

14a y = 134,67л0-3235

15a y = 222,11л0-5067

16a y = 165,881п(л) + 218,53

17a y = 37,577л0-6836

18a y = 195,13л0-6391

19a y = 323,15л - 56,642

20a y = -9,8196л2 + 183,07л + 43,089

21a y = 78,821 1п(л) + 139,68

22a y = 10,038л0-5452

23a y = 335,72 1п(л) + 328,15

24a y = 73,398 1п(л) + 164,8

25a y = 0,0068л3-0072

26a y = 79,968л + 7,7339

27a y = 831,82л0-5753

28a y = -0,0803л2 + 1,5065л + 2,253

29a y = 282,94 1п(л) + 440,67

Таблица 2

Функциональные зависимости, полученные для скважин хамакинского горизонта

(см. рис. 2)

Скважина Зависимость

1b y = 12,67л0-8215

2b y = 29,35л0-4087

3b y = 12,725 1п(л) + 9,2033

4b y = 19,537 1п(л) + 9,9314

5b y = 2,6554 1п(л) + 6,3641

6b y = 45,813л0-7184

7b y = 33,43л0-7996

8b y = 31,454л0-7653

9b y = 262,91л0-603

10b y = 105,25 1п(л) + 68,469

11b y = 180,65л0-7249

12b y = 99,911л0-6768

13b y = 11,424x + 6,3894

14b y = 60,89л0-7013

15b y = 18,969x + 36,195

16b y = 352,55л0-5178

17b y = 168,281п(л) + 334,69

18b y = 118,24л0-5082

19b y = 57,63л0-6803

20b y = 8,6057 1п(л) - 1,2688

21b y = 88,001л0-689

22b y = 18,194 1п(л) + 25,976

23b y = 289,57л0-7708

24b y = 3,1888x + 10,042

25b y = 137,19л0-5077

26b y = 27,733x + 89,031

27b y = 23,691 1п(л) + 33,857

28b y = 39,297 1п(л) - 6,7912

29b y = 36,284 1п(л) + 4,2656

Q, тыс. м3/сут 2000

1500

1000

500

Ф 1b ■ 2b

A 3b X 4b

Ж 5b • 6b

+ 7b ■ 8b

- 9b • 10b

■ 11b A 12b

X 13b • 14b

+ 15b - 16b

- 17b 18b

■ 19b A 20b

X 21b • 22b

23b 24b

- 25b ♦ 26b

27b X 28b

ж 29b

Таблица 3

Функциональные зависимости, полученные для скважин талахского горизонта

(см. рис. 3)

Скважина Зависимость

1c y = 111,46л0,7445

2c y = 83,241 ln(x) + 80,662

3c y = 8,5791x°,5226

4c y = 6,5779x + 19,331

5c y = 15,331 ln(x) + 18,061

6c y = 101,66 ln(x) + 163,27

7c y = 17,761 ln(x) + 21,361

8c y = 33,916x + 76,876

9c y = 96,401x°,6236

10c y = 6,6436 ln(x) + 6,51

11c y = 13,006x + 22,186

12c y = 63,855x°,7852

13c y = 35,073x°,7014

14c y = 20,7 ln(x) + 18,181

15c y = 215,09 ln(x) + 209,13

16c y = 46,997x + 65,082

17c y = 69,051x°,7028

18c y = 8,281x°,5372

19c y = 7,2375x + 10,078

20c y = 121,26x°,6038

21c y = 26,407 ln(x) + 25,756

22c y = 33,942x + 76,203

23c y = 102,19x°,5816

24c y = 6,5454 ln(x) + 6,7105

скважин ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов ЧНГКМ (рис. 4).

Сравнение результатов расчетов абсолютно свободного дебита газа, проведенных по формуле (2), с дебитами q, определенными по зависимостям (см. табл. 1-3), показано в табл. 4. Средний абсолютно свободный дебит (Qac) для ботуобинского горизонта, определенный по формуле (2), равен 789,7 тыс. м3/сут, средний расчетный дебит ( q), определенный по зависимостям (табл. 1-3), -791,2 тыс. м3/сут; для хамакинского горизонта -524,4 и 560,2 тыс. м3/сут соответственно; для талахского - 270,5 и 294,4 тыс. м3/сут соответственно.

Считая количество исследованных скважин (n) выборкой из генеральной совокупности (N) скважин, необходимых для обеспечения одного из вариантов годовой добычи из залежей ботуобинского (n = 29, N = 171) хамакинского (n = 29, N = 170) и талахского (n = 24, N = 82) горизонтов ЧНГКМ, рассчитываем усредненный дебит q и депрессию ДРн, необходимую для получения запланированной годовой добычи газа на ЧНГКМ бпл.год:

0пл.ГОд = N q к 365,

(4)

где к - коэффициент эксплуатации 0,96; 365 -число дней в году.

Q, тыс. м3/сут 800

700

600

500

400

300

200

100

« 1c

д 3c

ж 5c

- 7c

A 9c

■ 2c

X 4c

• 6c

« 8c

x 10c

11c + 12c

- 13c « 15c

14c 16c

a 17c x 18c

ж 19c • 20c

21c - 22c

■ 23c a 24c

0

q, млн м3/сут 1000

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

1 Горизонты: ♦ ботуобинский ■ хамакинскии • талахский --- 1 6 4 4 3,.0.6505

У Я2 = 0 ,9986

V = 1 22,01х0-6213 — 0,9978

Я2 =

V = 63 ,723х0-6297 _ ,9948

Я2 = 0

1 1—~

10

12

14

АР, МПа

Рис. 4. Зависимости средних дебитов вертикальных скважин ботуобинского, хамакинского,

талахского горизонтов от депрессии

— бпз

ч =

Ык365

ЛРн определяется исходя из зависимостей, показанных на рис. 4. После вычисления д определяется необходимая депрессия ЛРн по кривой зависимости д от ЛРн.

Определим усредненный дебит и необходимую депрессию для одного из расчетных вариантов параметров разработки ботуобин-ского, хамакинского и талахского горизонтов.

Усредненный дебит скважины ботуобинского горизонта равен:

Ч =

14000000 171-365 • 0,96

= 233,6 тыс. м3 / сут,

необходимая депрессия: ЛР (дб = 233,6 тыс. м3/сут) = 1,7.

Усредненный дебит скважины хамакин-ского горизонта равен:

=

13000000 170 • 365 • 0,96

= 218,2 тыс. м3 / сут,

необходимая депрессия:

ЛР (дх = 218,2 тыс. м3/сут) = 2,54.

Усредненный дебит скважины талахского горизонта равен:

9т =

4300000 82 • 365 • 0,96

= 114,8 тыс. м3 / сут,

необходимая депрессия:

ЛР (дт = 114,8 тыс. м3/сут) = 2,55.

Далее, используя зависимости д = /(ДРн), приведенные на рис. 4, оценим распределение дебитов скважин из залежей ботуобин-ского, хамакинского и талахского горизонтов при депрессиях ЛР = 1,0; 2,0; 3,0 МПа (такие депрессии будут наблюдаться при отборах пластового газа из залежи). На рис. 5-7 приведены гистограммы распределения дебитов скважин при указанных значениях ЛР, где , = п, /п -отношение количества скважин, попавших в интервалы дебитов (0-100, 100-200 и т.д., тыс. м3/сут), к общему числу исследованных скважин п. Так, в интервал 0-100 тыс. м3/сут для скважин ботуобинского горизонта при ЛР = 1,0 МПа (см. рис. 5а) попадает 7 скважин (п, = 7). Тогда общее, необходимое для обеспечения запланированной добычи газа, количество скважин, попавших в заданный интервал распределения дебитов скважин: N = N •, = 41.

Согласно данным рис. 5-7, увеличение депрессии существенно изменяет распределение дебитов от малых (100 тыс. м3/сут) и средних (200-300 тыс. м3/сут) до высоких (400 и более тыс. м3/сут). Это связано с тем, что скважины с более высокими коллекторскими свойствами (подобно скважинам ботуобинского горизонта) чувствительнее к увеличению депрессии, чем низкопродуктивные скважины. Следовательно, если принять условно, что для всех продуктивных горизонтов присущи благоприятные характеристики вертикальных

0

2

4

6

8

Таблица 4

Сопоставление абсолютно свободных дебитов, определенных по результатам исследований разведочных скважин, с ц при АР = 13 МПа для ботуобинского горизонта, АР = 12 МПа для

хамакинского и талахского горизонтов

г 0,35 -0,30 -0,25 -0,20 -0,15 -0,10 -0,05 -0,00 -

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

д, тыс. м3/сут

г 0,35 -0,30 -0,25 -0,20 -0,15 -0,10 -0,05 -0,00 -

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

д, тыс. м3/сут

г 0,35 -0,30 -0,25 -0,20 -0,15 -0,10 -0,05 -0,00 -

9 (53) а

7 (41)

II § 6 (35)

5 (30)

1 (6) 1 (6)

б

6 (35) 6 (35)

5 (29) 5 (29)

2 (14) 2 (14) 1 (5) 1 (5) 1 (5)

в

7 (41)

5 (29) 5 (29)

2 (13) 2 (13) 2 (13) 2 (13) 1 (5) 1 (5) 1 (5) 1 (5)

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

д, тыс. м3/сут

Рис. 5. Распределение дебитов ботуобинского горизонта при депрессиях 1 МПа (а), 2 МПа (б) и 3 МПа (в)

i 0,70 -

0,60 -

0,50 -

0,40 -

0,30 -

0,20 -

0,10 -

0,00 -

i 0,70 -0,60 -0,50 -0,40 -0,30 -0,20 -0,10 -0,00 -

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

q, тыс. м3/сут

i 0,70 -0,60 -0,50 -0,40 -0,30 -0,20 -0,10 -0,00 -

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

q, тыс. м3/сут

Рис. 6. Распределение дебитов хамакинского горизонта при депрессиях 1 МПа (а), 2 МПа (б) и 3 МПа (в)

18 (11 ) а

4 (24) 3 (15)

2 (10) 1 (5) 1 (5)

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 тыс. л 1600 13/сут

16 (96

б

5 (34)

3 (15)

1 (5) 1 (5) 1 (5) 1 (5) 1 (5)

15 (96

в

4 (24) 3 (15)

2 (10) 2 (10) 1 (5) 1 (5) 1 (5)

15 (50) а

8 (29)

1 (3)

100 200 300 400 500 ыс. м3/сут

б

12 (40)

10 (36)

1 (3) 1 (3)

100 200 300 400 9,1 500 ыс. м3/сут

в

12 (39)

5 (19) 6 (21)

1 (3)

скважин ботуобинского горизонта, то для обеспечения проектного уровня добычи необходима депрессия 1,5-2,0 МПа. Однако характеристики хамакинского и талахского продуктивных горизонтов, содержащих более 2/3 запасов углеводородного сырья, существенно ниже характеристик ботуобинского горизонта, поэтому возникнет необходимость поддерживать более высокие депрессии на основной группе скважин либо применять скважины с горизонтальным окончанием.

При определенных условиях определять добывные возможности по экспериментальным данным посредством уравнения притока газа к забою газовой скважины с использованием многозначных коэффициентов А и В сложно и неудобно. Для оценки продуктивности скважин при больших депрессиях рекомендуется использовать в качестве конечной точки значение абсолютно свободного дебита для построения графика зависимости дебита от депрессии Q = /(ДР).

В ходе исследований рассчитаны зависимости и построены кривые по результатам обработки данных Q ^ /(ДР) по скважинам ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов ЧНКГМ. Рассчитаны средние дебиты скважин при различных депрессиях от минимальной до максимальной. Оценены депрессии, необходимые для получения заданных годовых уровней добычи при запланированных количествах добывающих скважин. Построены гистограммы распределения дебитов скважин ботуобинского, хамакинского и талах-ского горизонтов при различных депрессиях на пласт. Показано, что высокопродуктивные коллекторы более чувствительны к изменению депрессии.

Изложенные в статье положения основаны на результатах исследования вертикальных скважин, производительность горизонтальных скважин может быть существенно (1,7-2,5 раз) выше.

100

200

300

400 500 д тыс. м3/сут

Рис. 7. Распределение дебитов талахского горизонта при депрессиях 1 МПа (а), 2 МПа (б) и 3 МПа (в)

* * *

Список литературы

1. Полянский А.П. Эксплуатация газовых 5. скважин / А.П. Полянский, Ю.П. Коротаев. -М.: Гостоптехиздат, 1956. - 231 с.

2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / под ред. Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - 6. М.: Недра, 1971. - 208 с.

3. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов 7. и скважин / под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. -М.: Недра, 1980. -301 с.

4. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

Карнаухов М.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин: справочник инженеров по исследованию скважин / М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. -М.: Инфра-Инженерия, 2010. - 432 с.

Р Газпром 086-2010. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных скважин.

Лапшин В.И. Интерпретация результатов газодинамических исследований скважин (при установившемся режиме фильтрации) /

B.И. Лапшин, И.И. Минаков, Д.П. Уваров // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015.- № 3 (23). -

C. 36-41.