Определение параметров пласта по кривой восстановления давления Уренгойского месторождения УКПГ - 8

Фильтрационно-емкостные  параметры:

- открытая пористость 28-35%;

- проницаемость          300-3500 мД;

- газонасыщенность    70-74%;

- начальное пластовое  давление    122,1 кг ^.с/см²;

- средняя температура  залежи        +31°С.

Уренгойская площадь: -  пористость 0,3; -  газонасыщенность 0,7; -  Рпл 118, 6 физ. атм;  -  Рк 1,06 кгс/см2.

Ен-Яхинская площадь: - пористость 0,3; - газонасыщенность 0,7; -  Рпл 118,6 физ. атм; - Рк 1,06 кгс/см2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2  ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕЖИ

       2.1 Химический  состав газа и конденсата

 

Газ сеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%). Максимальное содержание углеводородов С₂ + высшие не превышает 1%. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577-0,557 -среднее 0,563. Критические параметры:

• среднекритическое давление 47,3 кгс/см²;
• среднекритическая температра 190,5 К.

Низшая теплотворная способность 7648 - 7972 ккал/м³. Среднее 7833 ккал.

Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа:

СН₄ - 98,28%; С₂Н₆ - 0,15%; С₃Н₈ - 0,002%; С₄Н₁₀ - 0,0014%; С₅+ 0,0006%;

СО₂ - 0,35%; Н₂ - 0,02%; О₂ - 1,16%; Не - 0,013%; H₂S - следы; содержание углеводородного конденсата 0,03-0,05 см³/м³. По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей, в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации при температуре воздуха ниже -30°С. Однако, в результате большого содержания в конденсате нефтяных углеводородов цетановое число его невелико и равно 36, несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизтопливо. Вязкость этого конденсата 4,66 ССТ. По указанным причинам конденсат сеноманской залежи может рассматриваться как компонент арктического дизтоплива.

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Характеристика сырья и получаемых продуктов

 

         Для валанжинских УКПГ сырьем  является пластовая смесь валанжинских залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата                (таблица 2.1) [1].

Таблица 2.1 – Состав пластового газа                                                  

Химический  состав и другие свойства пластового газа
С1, % масс.	С2, %  масс.	С3, %  масс.	iC4, %  масс.	NС4, %  масс.	С5+, %  масс.	абсол. плотность, кг/м3	Абсол Влаж. г/м3	молекул. масса С5+, г/моль
90,30	4,87	2,20	0,50	0,58	1,55	0,792	2,62	98,0

Продуктами, получаемыми  на установке, являются: осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93 и нестабильный конденсат по ТУ 05751745-02-88. Их компонентный состав приведен в таблицах 2.2.

Значение плотностей зависит от условий отбора, температуры  и давления НТС и может меняться в пределах ± 4 %.

Абсолютное содержание индивидуальных углеводородов может меняться в пределах  ± 10 %.       

Таблица 2.2 – Состав нестабильного  конденсата               

Компонентный состав	% масс
С1	6,93
С2	7,01
С3	11,62
iС4	5,24
nС4	7,29
iС5	4,80
nС5	4,59
С6	52,53
С5+	61,92
Плотность, г/см3	0,5690

 

2.3 Исследовательские работы в валанжинских скважинах Уренгойского НГКМ

 

В 2001 году выполнен обширный комплекс исследовательских работ  по различным видам исследований составляет 100,0 – 123,0 %.

Исследовательские работы выполняются геологической службой УГПУ, бригадой по исследованию скважин УПНП и КРС и подрядными специализированными организациями. Промыслово-геофизические исследования проводились ГП ”Севергазгеофизика”. Специальные виды исследований (определение потенциального содержания С_5+в в продукции газоконденсатных скважин) проводятся геологической службой совместно с НТЦ [3].

В перечень исследовательских  работ вошли:

• замер статических давлений на устье эксплуатационных и наблюдательных скважин;
• исследования на продуктивность;
• запись забойных КВД;
• глубинные замеры Р_пл, Р_заб;
• газоконденсатные исследования;
• отбор устьевых проб;
• комплексные исследования на продуктивность;
• специальные исследования.

В 2002 году выполнено 2183 различных  видов исследований по контролю за разработкой газоконденсатных залежей, в том числе по зонам УКПГ:

УКПГ - 1АВ – 883 иссл.;

УКПГ - 2В  – 490 иссл.;

УКПГ - 5В  – 438 иссл.;

УКПГ - 8В  – 542 иссл..

 

3. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ  ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

 

3.1 Исследования скважин

 

В  течение 2001 года с  целью определения продуктивных характеристик и основных параметров пласта проведено 47 газодинамических исследования скважин, эксплуатирующих валанжинскую залежь [2].

При  оптимально-допустимых  депрессиях до 5 МПа дебиты исследуемых скважин колебались в широком диапазоне:

УКПГ-1 АВ       - от  87  до   425   тыс. м³/сут.

УКПГ-2 В          - от  98  до   410  тыс. м³/сут.

УКПГ-5 В          - от 117  до   503  тыс. м³/сут.

УКПГ-8 В          - от 108  до   637    тыс. м³/сут.

Средняя температура газа на устье  скважин составляет 70 – 75 °С. Средняя депрессия при оптимальных температурных режимах колеблется в интервале 3,5 – 4 МПа.

Также согласно плану  работ, утвержденному главным  геологом, в течение 2001 года записано 97 забойных КВД.

Параметры газоконденсатных залежей и скважин Уренгойского месторождения определяются в основном по данным кривых восстановления забойного давления. По результатам комплексной интерпретации данных ГКИС и ГДИС определяются текущие продуктивные характеристики скважин, фильтрационно-емкостные свойства в зонах их дренирования, которые необходимы для контроля за эксплуатацией скважин и разработкой неокомских залежей. Для оценки представительности результатов ГКИС рассчитываются по данным ГДИС. Скорости восходящего потока в подъемниках скважин, определяются по результатам поинтервальных замеров давления. Наличие либо отсутствие уровней жидкости в стволе, истинные (замеренные) значения депрессий на пласт, а по КВЗТ – присутствие жидкой фазы в потоке и ее накопление на забое при остановке скважины, по снижению забойной температуры в результате стекания вниз по НКТ более холодной жидкости.

Нестационарные методы исследования газовых скважин базируются на процессах перераспределения давления в пласте при их пуске в работу и после остановки. Характер и темп распределения давления в пласте зависят от свойств газа и пористой среды. Связь темпа и характера распределения давления в пласте при пуске и остановке скважин показывает на возможность использования изменения давления во времени для определения фильтрационных и емкостных свойств пласта.

Между фильтрационными  и емкостными параметрами пласта и характером распределения давления имеется функциональная зависимость, которая используется для определения параметров пористой среды с середины 30-х годов. Для получения аналитической зависимости между распределением давления и параметрами пласта считается, что скважина расположена в центре круговой залежи конечного или "бесконечного" размера с постоянными толщиной, пористостью, проницаемостью и что если пласт конечных размеров, то до достижения контура питания условия на контуре пласта не влияют на работу скважины. Если распределение давления достигло контура, то начинается общее истощение залежи.

Этот процесс, так же как и распределение давления до момента времени, когда оно  не достигло границы пласта, позволяет  определить параметры пласта и запасы газа в залежи. Нестационарный процесс перераспределения давления, т.е. его изменение по радиусу и во времени после остановки скважины и изменение давления и дебита после ее пуска, происходит, когда работающую скважину закрывают или остановленную скважину пускают в эксплуатацию. Эти процессы принято называть процессами восстановления давления и стабилизации давления и дебита. Таким образом, существуют два нестационарных процесса, позволяющие определить параметры газоносного пласта:

1. снятие изменения давления во времени после остановки скважины, т.е. снятие кривой восстановления давления;
2. снятие изменения давления и дебита после пуска скважины в эксплуатацию, т.е. снятие кривых стабилизации давления и дебита.

Газовые скважины исследуют при нестационарных режимах путем снятия и обработки кривых: восстановления или падения забойного давления после остановки или пуска скважины; падения дебита при поддержании постоянного забойного давления; стабилизации давления.

Наиболее  распространен метод исследования путем снятия и обработки кривых восстановления давления, так как он прост и легко интерпретируем.

 

2. Технология снятия КВД

 

Перед снятием КВД  скважину подключают к газопроводу (шлейфу, коллектору), соединяющему скважину с УКПГ, или к линии испытания  с выпуском газа в атмосферу. При этом регистрируют изменение давления на устье скважины, в частности в затрубном пространстве, если оно не запакеровано, а также давление и температуру на измерителе расхода газа и на буфере. Если скважина перед снятием КВД не работала, то ее пускают в работу, регистрируя при этом процесс стабилизации давления на забое (устье) и дебит скважины во времени. Перед снятием КВД давление и дебит должны быть полностью стабилизированы, так как при обработке результатов исследования на нестационарных режимах в качестве исходных данных используются стабилизированные значения забойного давления и дебита. После этого закрывают скважину и регистрируют изменение давления на забое или на устье в трубном и, если возможно, в затрубном пространствах, а также температуру газа. Если КВД снимается на забое с дистанционной регистрацией значений давления во времени на поверхности, то измерения температуры после закрытия не требуется. Если разница между забойной и устьевой температурой в процессе работы скважины незначительная (до 10°С), то изменение температуры в процессе восстановления давления на устье скважины не сказывается на форме КВД и полученная кривая поддается обработке. Описанное выше условие приемлемо и при сравнительно невысоких температурах газа в пласте. Если температура газа в пласте высокая, т.е. Т_пл ≥ 323 К, то после закрытия скважины происходит остывание ее ствола до величины геотермического распределения температуры по глубине и охлаждение газа в стволе существенно влияет на характер КВД, снятой на устье скважины.

Если работа скважины перед ее закрытием на снятие КВД  характеризуется частой сменой неустановившихся режимов, то необходимо фиксировать  указанные параметры на всех режимах  работы и остановок, предшествующих снятию КВД. В скважинах, не имеющих свободного затрубного пространства (при отсутствии фонтанных труб, оборудованных пакером, и т.д.), а также при наличии в стволе скважины значительного количества жидкости КВД должна сниматься на забое с помощью глубинных манометров или комплексов. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласты с высокой температурой. Глубинные измерения давления после закрытия скважины обязательны при снятии КВД в газонефтяных скважинах. В газонефтяных скважинах КВД могут быть сняты на устье только при весьма низких дебитах скважины по нефти.

 

 

 

 

 

3. Методика обработки результатов газогидродинамических исследований газовых скважин по кривым восстановления давления

 

Обработка КВД, снятой в скважине для условия "бесконечного" пласта, зависит от продолжительности ее работы до остановки.

В случае, когда  время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше времени, необходимого для восстановления давления, t (~Т ≥ 20t), КВД обрабатываются по формуле

 

                                       

,                                                (1)

 

где                                  ;                                 (2)   

                 

                              (3)

       Р_з0, Р_з(t) –забойное давление перед остановкой при t=0 и в процессе восстановления давления,  МПа; 

                Q₀ - дебит скважины перед закрытием, м³/с.;

       c - коэффициент пьезопроводности, м²/с;

       m – пористость, доли единицы;

       h -  газонасыщенная эффективная толщина пласта, м;

       m_пл - вязкость газа в пластовых условиях, мПа×с;

       z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р_пл и Т_пл.

       b - коэффициент двучленной формулы;

        R_с.пр – приведены радиус скважины, м.

Для определения  параметров пласта необходимы результаты измерения обработать в координатах P²₃(t) от lgt. Такая обработка данных исследования по формуле (2) позволяет определить α как отрезок, отсекаемый на оси P²₃(t), и β как тангенс угла наклона прямой. При размерностях Q₀ - м³/с, m_пл - Па×с, k – м², h- м, Р_ат – Па, Т – К,величина β будет определяться по формуле