Результаты газодинамических исследований скважин в условиях Береговского месторождения

Исследования газовых скважин эксплуатирующих Береговое месторождение проводились ПГО «Урен-гойнефтегазгеология». Целью проведенного комплекса гидродинамических исследований было изучение фильтрационных характеристик коллекторов, установление продуктивной характеристики скважин, а так же начальной и текущей термобарической характеристики газоконденсатной залежи пласта БТ11. Исследования проводились как в открытом стволе скважины в процессе бурения, так и в эксплуатационной колонне. В процессе освоения фонтанирующих скважин, после полной очистки ствола скважины от технической воды и восстановления давлений до стабильных, газоконденсатные и газоконденсатоводяные объекты исследовались в соответствии с инструкцией [1, 3, 4]. 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. После отработки на режимах скважина останавливалась для записи кривой восстановления давления (КВД) при нестационарном притоке. В промысловых условиях за стационарный приток газа к скважине был принят такой нестационарный 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

NP /Д t <  5 ,    (1.1)

где NP - изменение давления за промежуток времени N t ; 5 - предел по- грешности применяемых приборов.

По результатам исследований на стационарных режимах с использованием метода индикаторных диаграмм, построенных в координатах РпЛ!-Рзаб2=f(Q) и m(Рпл)-m(Р3aб)=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 БТИ 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. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений уравнения притока газа «a» и «b» приняты по данным обработки индикаторных диаграмм.

Скважина 261 Берегового месторождения введена в эксплуатацию в апреле 2004 г. Гидродинамические исследования на скважине проводились в 2004-2007 и 2011 г на пласт БТ₁₁. 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.

Дебит пластовой смеси, тыс.м3/сут

Рис. 1. Индикаторные диаграммы.

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 гидропро- водности – 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. На рисунке 1 представлена интерпретация результатов исследований методом индикаторных диаграмм, построенных с использованием функции псевдодавления. 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 коэффициент 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 расчетным путем по данным измерения статического давления на устье скважины, составило 24,76 МПа.

Скважина 262 Берегового месторождения введена в эксплуатацию в апреле 2006 года при совместном вскрытии пластов БТ10 и БТ11. По результатам ГДИ, проведенных 24.04.2006 г., получили следующее: на глубине 3230 м замеренное пластовое давление составило 29,53 МПа, расчетное пластовое давление составило 29,56 МПа, коэффициент гидропроводности – 58,44 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 221,1 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата – 137,65 м3/сут, дебит воды – 3,6 м3/сут, дебит газоконденсатной смеси 399,29 тыс. м3/сут. Анализ результатов гидродинамических исследований, проведенных в августе 2007 года, показал, что на глубине 3220 метров замеренное пластовое давление составило 28,53 МПа, расчетное пластовое давление по методу Хорнера – 28,56 МПа, коэффициент гидропроводности – 51,33 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 495,75 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата – 251,74 м3/сут, дебит воды – 0,552 м3/сут, дебит газоконденсатной смеси – 615,11 тыс. м3/сут. Полученные фильтрационно-емкостные свойства и пластовое давление, рассчитанные по кривой восстановления давления носят оценочный характер, поскольку определены в отсутствие выхода фильтрации на радиальный приток. Интерпретация результатов исследований, выполненных в 2006-2007 годах, выполнялась построением индикаторных диаграмм в координатах псевдодавления от дебита газоконденсатной смеси с определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений. По результатам сопоставления результатов ГДИ наблюда- ется практическая неизменность продуктивной характеристики скважины.

По результатам гидродинамических исследований, проведенных 06.11.2008 г., замеренное пластовое давление на глубине 3285 м составило 28,54 МПа. Отмечается нехарактерное восстановление забойного давления, которое может быть следствием множества факторов, основные из которых наличие заколонных или межпластовых перетоков, а так же изменяющийся уровень жидкости в стволе скважины. Однако, в отсутствие данных ГИС-К определить истинную причину подобного поведения давления не представляется возможным. Поэтому на данном этапе расчетное пластовое давление по методу Хорнера является приближенным значением и составляет 28,67 МПа, коэффициент гидропроводности – 69,04 мкм2·м/мПа·с, дебит газа сепарации – 438,6 тыс.м3/сут, дебит стабильного конденсата – 275,96 м3/сут.

Скважина 282 Берегового месторождения введена в эксплуатацию в июле 2006 г. Газодинамические исследования на скважине проводились в 2006 – 2008 г.г. совместным испытанием вскрытых интервалов пластов БТ₁₀ и БТ₁₁.По результатам исследований, проведенных 09.07.2006, 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, 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 мкм^2·м/мПа•с. Результаты исследования носят оценочный характер и, поэтому, рассчитанные фильтрационно-емкостные параметры имеют низкую информативность. По результатам газодинамических исследований, проведенных 10.11.2013 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 разработки Берегового месторождения за рассматриваемый период.