Особенности интерпретации газодинамических исследований туронских газовых скважин

Запасы традиционных коллекторов газа, сосредоточенные в Сеноманских залежах, крупных месторождений Западной Сибири: Медвежье, Ям-бургское, Уренгойское, Вынгапуровское – истощаются. Им на смену приходит ввод новых месторождений, так и разработка ранее не задействованных нижележащих валанжинских и ачимовских горизонтов. Эта тенденция не обошла и туронские залежи газа.

Туронские продуктивные отложения имеют региональное распространение. К наиболее изученным из них относятся газовые залежи газсалинской пачки Южно-Русского, Заполярного, Харампурско-го, Новочасельского, Тэрельского и Ленского месторождений [5].

Туронский нефтегазоносный комплекс сложен песчаниками, мергелями и мелом, содержащими обильные остатки двустворчатых и головоногих моллюсков, морских ежей, фораминифер и других организмов. При этом толщина песчаников октябрьской и гулюшеской толщин составляет 1,5–2,0 м и 0,3–0,5 м, а общие толщины изменяются в пределах 5–14 м и 1,5–23,0 м, соответственно [2].

К отличительным особенностям геологического строения туронской залежи относятся: резкая вертикальная неоднородность пласта, низкие фильтрационно-емкостными свойства, аномально высокое пластовое давление, низкая пластовая температура (более подробные геологические характеристики представлены в таблице 1). Газ состоит преимущественно из 98% метана, без примеси жидких углеводородов.

Особенностью проведения ГДИ на туронских отложениях является предгидратный режим работы туронских скважин, что обуславливает необходимость ввода метанола в восходящий поток газа, а также невозможность применения «классической методики» интерпретации результатов ГДИ для определения фильтрационных коэффициентов «А» и «В» (в уравнении 1). По причине низкой проницаемости коллекторов и малого времени проведения исследования скважины не происходит стабилизация забойного давления и дебета, что приводит к некорректному определению коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

PL - P* = aQ, + bQ? (1)

где Pпл - пластовое давление; Pзi - стабилизированное забойное давление на i-м режиме; Qi – стабилизированное значение дебита на i-м режиме; a, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

A и B коэффициенты фильтрационных сопротивлений, имеющие для совершенной скважины структуру вида:

a = μzP^T^ln^/TlkhT^ иb = P^zT^ (^-^^Ih.2^ (2)

где μ, z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа;

k, l – коэффициенты проницаемости и макрошероховатости пористой среды; Rк, Rс – радиусы границы зоны дренирования и скважины; h – толщина пласта; Тпл, Тст – пластовая и стандартная; Тст = 293 К.

Как показано в работе З.С. Алиева [1] фильтрационные коэффициенты A и B являются переменными по причинам: переменности значений Rк, переменности свойств газа μ и z при изменении давления, которое меняется от режима к режиму, при создании значительных депрессий на пласт переменной может оказаться и проницаемость призабойной зоны. Следовательно, формула (1) неприемлема для обработки результатов исследования.

Таблица 1

Параметры туронских залежей

Для получения геологической информации залежи проводят комплекс прямого и косвенного изучения пластов, мероприятий построения Проблемой проведения и интерпретации результатов газодинамических исследований в низкопроницаемых коллекторах занимался Алиев.