2.3 Результаты газогидродинамических исследований скважин №№ 14003,285,386

Скважины №№ 14003, 285, 386 были исследованы на 4-х стационарных режимах фильтрации. По результатам обработки и интерпретации данных, полученных во время исследований, которые приведены в таблице 2.2, пост-роены индикаторные кривые (рисунки 2.2, 2.3, 2.4) и определены коэффи-циенты фильтрационных сопротивлений аиb, по которым в дальнейшем будут рассчитаны основные фильтрационно-емкостные параметры

Таблица 2.2 - Данные полученные при исследовании скважин на стационарных режимах

№ скважины	№ режима	Рпл	Рз	Qi	∆P^2	∆P^2/Qi
		МПа	МПа	Тыс.м^3/сут	МПа^2	МПа^2·сут/тыс.м^3
14003	1	6,963	6,804	110	2,179	0,019
	2	6,963	6,656	190	4,175	0,022
	3	6,963	6,441	285	6,997	0,025
	4	6,963	6,178	380	10,309	0,027
285	1	7,061	6,964	105	1,364	0,013
	2	7,061	6,834	210	3,145	0,015
	3	7,061	6,672	315	5,345	0,017
	4	7,061	6,472	420	7,963	0,019
386	1	7,355	7,162	115	2,805	0,024
	2	7,355	6,892	230	6,594	0,029
	3	7,355	6,537	345	11,369	0,033
	4	7,355	6,080	460	17,128	0,037

По результатам исследований на стационарных режимах фильтрации получены коэффициенты фильтрационного сопротивлений для скважин № 14003 (а_в=0,016821 иb_в=0,000027), № 285 (а_в=0,010996 иb_в=0,000019), № 386 (а_в=0,020107 иb_в=0,000037).

Рисунок 2.2 - Зависимость ∆Р²и ∆Р²/QотQпо скважине № 14003.

Рисунок 2.3 - Зависимость ∆Р²и ∆Р²/QотQпо скважине № 285.

Рисунок 2.4 - Зависимость ∆Р²и ∆Р²/QотQпо скважине № 386.

2.4 Коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин 14003, 285, 386. Их использование для пересчета на аналогичные коэффициенты горизонтальных скважин

Коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физии-ческие свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрии-ческие параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационного сопротивления используются при проектировании и анализе разработки газо-вых и газоконденсатных месторождений приближенным методом. Коэффи-циенты фильтрационного сопротивления зависят от:

- состава и свойств газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин;

- законов фильтрации;

- устойчивости, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

- продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- термобарических параметров пористой среды и газа;

- конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

- качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

- величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров.

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов aиbзависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов aиbневозможен приближенный прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентовaиb является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентовaиb, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффи-циент фильтрационного сопротивления. Поэтому при проектировании разра-ботки месторождения определяются осредненные (арифметическое или по дебитам и, желательно, при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентовaиb.

Из формулы притока газа к вертикальной скважине следует, что в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений, а именно aиb.

При известных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для определения коэффициентов aиbнеобходимо как минимум два уравнения притока с одинаковыми значениямиaиb.Однако, учитывая воз-можные ошибки при определении пластовых и забойных давлений и дебитов, приводящие к большим погрешностям в величинахaиb, двухрежимный метод не получил широкого распространения, хотя математически такой метод не требует дополнительного обоснования.

Широкое применение получил графический метод определения коэффи-циентов aиb, требующий исследовать скважины на не менее чем пяти режимах. При этом от двух до трех режимов из них должны проводиться повторно обратным ходом, то есть с большего дебита на меньший, с целью про-верки данных, полученных при сравнительно небольших дебитах, когда возможны наличие столба жидкости на забое. Очень часто на промыслах число режимов, особенно если они охватывали весь диапазон изменения дебита с минимального до максимального, приводит к неправильной интерпретации результатов.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяются по формулам

,

(2.2)

где μ(P,T) – коэффициент вязкости газа, зависящий от давления и температуры;

z(P,T) – коэффициент сверхсжимаемости газа, зависящий от давления и температуры;

P_ат– атмосферное давление;

T_пл– температура пласта;

k(P) – коэффициент проницаемости пласта;

h – толщина пласта;

T_ст– стандартная температура;

R_киR_c– радиусы контура питания и скважины;

C₁– коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

C₂– коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласта.

,

(2.3)

где ρ_ат– плотность газа при атмосферных условиях;

l– коэффициент макрошероховатости пласта;

C₃– коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта при квадратичной составляющей в формуле 2.1;

C₄– коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласт при квадратичной составляющей в формуле 2.1.[3]

Формулы (2.2) и (2.3) характеризуют структуры коэффициентов aиb.