Обоснование возможности прогноза изменения коэффициента продуктивности газовых и газоконденсатных скважин по данным их исследований при установившихся режимах

Коэффициент продуктивности скважин является одним из широко используемых параметров в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Правильное установление текущей величины этого параметра и закономерности его изменения во времени, позволяющие надежно и достоверно прогнозировать ряд основных технологических показателей разработки залежей, представляется весьма важной задачей.

В данной работе для обоснования применимости указанной методики как при однофазной, так и для двухфазной фильтрации были проведены расчеты, которые подтвердили постоянство коэффициентов, что позволяет осуществлять прогнозирование коэффициента продуктивности. С этой целью интерпретируются результаты газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов и определяется фиксированное (при текущем или начальном, если скважина исследована на ранней стадии разработки залежей, пластовом давлении) значение коэффициента продуктивности скважины, а также закономерность его изменения в зависимости от депрессии. Затем, используя полученные результаты, строится математическая модель прогноза изменения коэффициента продуктивности скважин во времени.

Kлючевые слова: прогноз, скважина, режим, продуктивность, модель, давление, фильтрация, депрессия

Ранее нами было показано, что 1,2 изменения КПС при разных пластовых давлениях и депрессиях могут быть найдены из следующих уравнений:

При двучленном законе фильтрации

;(1)

при линейном законе фильтрации

. (2)

Прогнозирование КПС для газовых и газоконденсатных месторождений при однофазной фильтрации осуществляется по формулам (1) и (2). При этом необходимые для расчетов и определяются по данным исследования скважин при установившихся режимах.

Необходимо только отметить, что при разработке газоконденсатных месторождений могут иметь место два возможных случая, так как в зависимости от соотношения пластового давления и давления начала конденсации в пласте может фильтроваться либо однофазный флюид, либо двухфазный. Ясно, что и скважина должна быть исследована при нескольких установившихся режимах в каждой из указанных областей, поскольку величины коэффициентов в областях однофазной и двухфазной фильтрации, естественно, будут разными. Кроме того, разными они будут в областях снижения давления до давления максимальной конденсации и после.Для обоснования применимости указанной методики следует сопоставить полученные данные с результатами существующего способа (3) прогнозирования коэффициента продуктивности скважин во времени (на контуре), который основывается на использовании экспериментально определяемых для каждой конкретной залежи кривых фазовых проницаемостей и зависимостей физических свойств флюида и коллектора от снижения пластового давления и др.

В статье в качестве примера используются данные месторождения Булла-море. На рис.1 приведены кривые изменения экспериментальных данных.

Аппроксимируя значения физических свойств флюида и коллектора в зависимости от снижения пластового давления, получаем следующие зависимости:

,

,

,

,

,

,

где – соответственно вязкость газа и конденсата; – объемный коэффициент конденсата; – сжимаемость газа; – соответственно содержание конденсата в газовой среде и отношение удельных весов конденсата в жидкой и газовой фазах в нормальных условиях; – относительная фазовая проницаемость соответственно для газовой и жидкой фазы. Погрешность между расчетными и экспериментальными значениями не превышает одного процента.

Как известно (3), аналитическая зависимость комплекса параметров для реального газа и газоконденсатной смеси при имеет вид:

(3)

для газоконденсатной смеси в условиях

. (4)

Здесь – абсолютная проницаемость; – действующая толщина пласта;

– растворимость газа в конденсате; – температурная поправка.

В предлагаемой работе, по данным вышеуказанных зависимостей физических свойств флюида и коллектора, с использованием формулы (1) (при ) при различных контурных давлениях и депрессиях устанавливаются значения комплекса параметров, и по известному способу устанавливается зависимость Далее, используя полученные значения для дебитов при различных депрессиях, по методике проводится обработка и устанавливаются значения коэффициентов и (см.рис.2).

Тогда выражение комплекса параметров и зависимости от депрессии будет иметь следующий вид:

. (5)

Сравнивая значения комплекса параметров, определяемых соответственно по формуле (5) и по формуле (3), при изменении контурного давления в интервале МПа и депрессии до 12,0 МПа можно убедиться, что расхождения между их значениями не превышают двух процентов (табл.1).

Таблица 1

Сопоставление значений функции комплекса параметров, вычисленных по методике 3 ипо формуле (2)

Все вышеуказанное свидетельствует о том, что в практических расчетах изменениями коэффициентов можно пренебречь, т. е. можно считать их постоянными величинами, не изменяющимися в процессе разработки.

А теперь в такой же последовательности, как это была рассмотрено для газовых и газоконденсатных залежей при , покажем, что коэффициенты практически не изменяются за весь период процесса разработки, т. е. не только при однофазной, но и при двухфазной фильтрации.

На рис.3 проведена обработка данных по методике4, 5, из которого для коэффициента можно получить следующие значения:

Рис. 3. Индикаторные кривые в координатах: 1 — 2 —

Зависимость комплекса параметров от депрессии для данного случая принимает вид:

. (6)

На табл. 2 показаны как фактические значения, установленные по формуле (4), так и расчетные значения по формуле (6) комплекса параметров. Так же, как для однофазной фильтрации, расхождения между ними незначительны и в целом не превышают 3 %.

Таблица 2

Сопоставление значений функции комплекса параметров, вычисленных по методике 3 ипо формуле (2)

Обобщая вышеизложенное, можно сказать, что в данной работе для обоснования применимости указанной методики, как при однофазной, так и для двухфазной фильтрации были проведены расчеты, которые подтвердили постоянство коэффициентов , что позволяет осуществлять прогнозирование коэффициента продуктивности по формулам (1) и (2) при любом значении пластового давления.

Литература:

1. Абасов М. Т., Азимов Э. Х., Гасанов И. Р. Методика прогнозирования изменения коэффициента продуктивности газовых и газоконденсатных скважин по данным их исследований при установившихся режимах. — Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. ВНИИОЭНГ, М., 1990, книга 2, с.37–46.
2. Азимов Э. Х., Алиев Н. Ш., Гасанов И. Р. Об одной возможности прогноза изменения коэффициента продуктивности скважин в процессе разработки залежи. Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1991. — № 4, с.32–36.
3. Абасов М. Т., Оруджалиев Ф. Г. Газогидродинамика и разработка газоконденсатных месторождений, — М.: Недра,1989, 262 с.
4. Временное руководство по гидрогазодинамическим методам изучения фильтрационных свойств залежей нефти и газа, характеризующимися высокими пластовыми давлениями. /М. Т. Абасов., Э. Х. Азимов., М. К. Абдуллаев и др. Баку: Элм, 1978. –128 с.
5. Азимов Э. Х. Общая методика интерпретации результатов гидрогазодинамических исследований скважин при установившихся режимах. –Баку, 1986. — 30 с. — Рукопись представлена ИПГНГМ АН Азербайджана. Деп. в ВИНИТИ. — 08.07.86. –№ 4958. –В86. — 30 с.