Исследование скважин, эксплуатирующих залежи Берегового месторождения

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

С целью изучения работы газовых скважин, эксплуатирующих Береговое месторождение, был выполнен комплекс исследований фильтрационных характеристик коллекторов. Исследования, как правило, проводились на 2–9 стационарных режимах фильтрации с фиксацией устьевых и забойных давлений и температур, а так же дебитов газа сепарации и стабильного конденсата при исследовании через промысловый сепаратор. Режим работы скважины задавался штуцером, сепаратора – шайбой на ДИКТе [1, 2, 5].

В промысловых условиях за стационарный приток газа к скважине был принят такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими наиболее точными приборами не фиксируется. Стационарный режим фильтрации считался при условии, что АР/Аt <5, где АР - изменение давления за промежуток времени Аt; 5 - предел по- грешности применяемых приборов.

В результате исследований на стационарных режимах с использованием метода индикаторных диаграмм, построенных в координатах Р_п Л^! -Р_заб²=f(Q) и m(P_n3)-m(P_3a6)=f(Q) , позволяющих учесть реальные свойства газа, определяли значения фильтрационных коэффициентов А и В уравнения притока газа, а так же значение абсолютно-свободного дебита газа. По результатам обработки КВД методом Хорнера рассчитывался коэффициент гидропроводности и значение пластового давления на контуре питания скважины. Исходя из гидропроводности пласта, рассчитывалась эффективная проницаемость пласта по реальному газу в пластовых условиях. По результатам определения эффективной проницаемости коллектора оценивалось значение коэффициента пьезопроводности пласта. При исследовании пласта БТц фонтаны газоконденсата из продуктивных по ГИС интервалов получены в 9 объектах в скважинах №№11, 260, 261, 34 и 22. В скважинах №№ 36, 152, 153, 156 получены притоки газоконденсата с водой [3, 4, 6].

Гидродинамические исследования на скважине 261 проводились в 2004-2007 гг. и 2011 г. на пласт БТ 11 . Промысловые исследования, выполненные в июне 2004 года, включали в себя измерение пластового давления, которое составило 27,71 МПа, а так же испытание скважины на трех режимах фильтрации. В результате дебит пластовой газоконденсатной смеси изменялся от 206 до 284,4 тыс.м³/сут при изменении депрессии от 3,78 до 5,05 МПа. По результатам исследований, проведенных в 2005 году, получили следующее: на глубине 3381 м замеренное пластовое давление составило 27,54 МПа, коэффициент гидропроводности – 23,49 мкм²·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 151,48 тыс. м³/сут, дебит стабильного конденсата – 66,25 м³/сут, дебит газоконденсатной смеси – 182 тыс. м³/сут.

Испытания скважины 261, проведенные в 2006 году, показали, что на глубине 3280 м расчетное пластовое давление составило 25,91 МПа, коэффициент гидропроводности – 30,37 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 209,5 тыс.м3/сут, дебит стабильного конденсата - 96,31 м3/сут, дебит воды – 0,8 м3/сут, дебит газоконденсатной смеси – 172,85 тыс.м3/сут. В результате проведения ГДИ в 2007 году было получено следующее: на глубине 3280 м замеренное пластовое давление составило 24,18 МПа, расчетное пластовое давление составило 24,22 МПа, коэффициент гидропроводности – 40,44 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 205,72 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата – 73,41 м3/сут, дебит воды – 0,899 м3/сут, дебит газоконденсатной смеси 416,9 тыс. м3/сут.

Следует отметить, что после проведения дополнительной перфорации пласта БТ11 (июнь 2006 г, интервал 3385-3388 м) наблюдается существенное увеличение продуктивных характеристик скважины 261. В момент проведения исследований в 2005 году коэффи- циент продуктивности составлял порядка 46,5 (тыс.м3/сут)/МПа, в то время как, исследования проведенные после дополнительной перфорации в 2006 году свидетельствуют об увеличении данного параметра более, чем в два раза. Возможным объяснением дальнейшего увеличения данного параметра во время исследований в 2007 г. (коэффициент продуктивности составил порядка 190 (тыс.м3/сут)/МПа) может служить дополнительная очистка призабойной зоны пласта, поскольку данный период эксплуатации скважины характеризовался максимальными отборами и, соответственно, скоростью потока газа к забою скважины. Анализ результатов исследований на нестационарных режимах показывает, что в процессе эксплуатации скважины 261 за период 2004-2007 гг. произошло снижение пластового давления на 3,51 МПа. В последующий период оценка пластового давления проведена единожды. При этом значение пластового давления, определенное на 17.03.2011 г. расчетным путем по данным измерения статического давления на устье скважины, составило 24,76 МПа [7, 8].

Газодинамические исследования на скважине 282 проводились в 2006–2008 гг. совместным испытанием вскрытых интервалов пластов БТ₁₀ и БТ₁₁.По результатам исследований, проведенных 09.07.2006 г., получили следующее: на глубине 3240 м замеренное пластовое давление составило 29,11 МПа, расчетное пластовое давление составило 29,28 МПа, коэффициент гидропроводности – 29,01 мкм²·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 213,3 тыс. м³/сут, дебит стабильного конденсата – 144 м³/сут, дебит воды – 14,4 м³/сут, дебит газоконденсатной смеси – 362,5 тыс. м³/сут. Комплекс газодинамических исследований, проведенных 09.08.07 гг., показал, что на глубине 3230 м замеренное пластовое давление составило 28,19 МПа, расчетное пластовое давление составило 28,22 МПа, коэффициент гидропроводности – 189,2 мкм²·м/мПа·с (согласно акту), дебит газа сепарации – 180,3 тыс. м³/сут, дебит стабильного конденсата – 121,7 м³/сут, дебит воды – 1,2 м³/сут, дебит газоконденсатной смеси – 452,0 тыс. м³/сут. При исследовании скважины на нестационарном режиме фильтрации, за период остановки скважины, которая составила 19 часов, отмечается отсутствие притока к скважине по радиальной схеме.

Так, параметр гидропроводности определяется достаточно условно, повторная интерпретация с определением коэффициента гидропроводности диагностирует значение 36,0 мкм2·м/мПа•с. Результаты исследования носят оценочный характер и, поэтому, рассчитанные фильтрационно-емкостные параметры имеют низкую информативность. По результатам газодинамических исследований, проведенных в 2013 году замеренное значение пластового давления на глубине 3300 м составило 28,59 МПа, коэффициент гидропроводности – 14.94 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 172,9 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата – 125,13 м3/сут. Так, в процессе эксплуатации скважины 282 за период 2006–2012 годы произошло снижение пластового давления на 0,69 МПа.

Таким образом, анализ результатов исследований скважин при стационарном режиме фильтрации газа показывает стабильность поведения продуктивной характеристики в процессе эксплуатации Берегового месторождения.