Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Анализ геолого-геофизических материалов по скважинам Ямсовейского месторождения показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и по результатам эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют от 2 до 67,6 м., в среднем ±25,0м. Местоположение свода не изменилось. Северный небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок стал более крупнопадающим.

Общая толщина по скважинам изменяется от 11,6 (скв.496) до 177,2 м (скв.150н), эффективная - от 4 (скв.496) до 141,6 м (скв.100). Выделение »коллекторов произведено по общепринятым качественным признакам. Исходя из суммарных газонасыщенных толщин, построена карта газонасыщенных эффективных толщин.

5. Состав газа

В Центральной лаборатории Главтюменьгеологии по пробам,, отобранным из скважин Ямсовейского месторождения, было выполнено семь анализов газа и три анализа растворенного в воде газа (табл.1). Все пробы газа были отобраны на устье скважин. По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского месторождения остается практически неизменным. Газ метанового состава с содержанием; метана от 97,01 до 98,96%, этана- от 0,06 до 0,19° о. Более тяжелые углеводороды в составе газа не обнаружены. Содержание азота колеблется от 0,73 до 2,24%. Из других негорючих компонентов присутствует углекислый газ от 0,11 до 0,56%. Инертные газы отмечены в непромышленных концентрациях (Не- от 0,002 до 0,017%, Ar - до 0,02%). В пяти пробах в очень незначительных количествах (от 0,001 до 0,050%) присутствует водород. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа. рассчитанные для среднего состава газа составляют: Рс-=45,7 ата, Тс=190.3°К. Специальные исследования на газоконденсатность в сеноманских скважинах Ямсовейского месторождения не проводились. В анализах газа, отобранного на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены. Это, по-видимому, связано с условиями отбора проб и недостаточной точностью определения гомологов метана существующими методами хроматографии.

В результате опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81) состав пластового газа следующий: СН4 -77,54%, C2H6 -5.37%, C3H8 -2,02% нС4Н10 - 1.01% вС4Н10 - 6,52%. СО2 -1.03% N2 -3.68%. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе 361 г/м3 Групповой состав конденсата: нафтеновые - 21,47%, метановые - 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты анализа свободного газа Ямсовейского месторождения

Таблица 1

Плотность конденсата 0,798 г/см3, вязкость при 20°С -1,76сСт, содержание серы - 0,03%.

6. Запасы газа

Исходя из состояния изученности запасы газа отнесены к категориям В, С1 и С2. К категории В отнесены запасы в центральной части площади, в пределах многоугольника с вершинами в скв. 55, 50, 263, 56, 16, 330, 171, 22, 321, 17, 53,

292. 283. Газоносность этой части установлена на основании данных по испытанию скважин, в этой же части структуры из газоносной толщи отобрано 221,63 м керна, что составляет 80,8% от всего вынесенного керна.

К категории С1 отнесены запасы газа на остальной части площади, а запасы в районе седловины, объединяющей оба поднятия, отнесены к категории С2.

Исходя из обоснованных параметров подсчитаны запасы газа по кугегориям B+C1 в объеме 552,4 млрд.м3, а по В + C1 + С2 = 560,4 млрд.м3 (Протокол ГКЗ № 507 от 03.03.1999г).

7. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости или песчаной пробки

В процессе эксплуатации скважин образуются песчаные пробки, существенно влияющие на их производительность. Образование песчаных пробок в большинстве случаев связано с устойчивостью газоносного коллектора. Наличие песчаной пробки или столба жидкости, отрицательно влияющих на производительность скважин, связано не только с устойчивостью коллекторов, но и с депрессией на пласт, проникновением бурового раствора в пласт в процессе бурения, конструкцией скважины, ее производительностью, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважины.

При правильном выборе технологического режима с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях. При необоснованно установленном режиме работы скважины заданной конструкции даже в самых устойчивых коллекторах, где разрушение исключено, практически при любых депрессиях можно создать условия для образования столбов жидкости в стволе скважины. При выборе технологического режима необходимо учесть все факторы, связанные в той или иной мере с образованием песчаных пробок или столба жидкости. Нет необходимости доказывать, что наличие песчаных пробок или столба жидкости уменьшает дебит скважины. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность скважин в большинстве случаев соизмеримо с влиянием степени несовершенства скважин на их дебит и зависит в основном от свойства и размеров пробки.

Дебит несовершенной по степени вскрытия скважины значительно уменьшается, если на забое имеются пробка и столб жидкости. Результаты обработки материалов ГДИ, проведенных в 24-х скважинах Ямсовейского месторождения, показали, что практически во всех скважинах отмечены песчано-глинистые пробки высотой 0,2 - 89,6 м и столбы жидкости 0,4 -82,6 м.

Фракционный состав песчаной пробки в определенной степени предопределяет характер изменения производительности скважин. Изменение, точнее уменьшение, производительности скважин в результате образования песчаных пробок не только изменяет технологический режим работы скважины, но и влияет на основные показатели разработки месторождения в целом. Производительность скважин, работающих с песчаной пробкой снижается в результате уменьшения сечения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления, вызванного характеристикой пробки.

8. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.

Исследование скважин - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов н жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, происходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.

При добыче газа в пласте и в скважине происходит следующее (рис. 1 ). На устье скважины открывают задвижки, и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье Ру снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (Рскв=Рз-Ру). Под действием этого перепада в стволе скважины движется вертикальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте. Создается перепад между пластовым и забойным давлениями Р = Рпл-Рз, называемый депрессией на пласт. Под действием депрессии газ из пласта покупает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практически постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины. Кривую распределения давления в пласте вокруг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины Rк. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от Rк до забоя скважины.

В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате затрат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приведенное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и температуре +20°С) дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт, геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.

Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат)

На забой возможен вынос потоком газа твердых частиц (разрушение пласта) и жидкости.

Нормальную эксплуатацию скважины обеспечивают правильным назначением технологического режима ее эксплуатации.

Закономерности описанного процесса изучают при исследованиях скважин. Цель исследований скважин состоит в определении данных, необходимых для назначения технологического режима их эксплуатации, а также для проектирования и контроля за разработкой и эксплуатацией газовых и газоконденсатных месторождений.

Рис. 1. Схема движения газа в системе <пласт - скважина>.

Поток: I- плоскорадиальный; II - двумерный; III - трёхмерный;

ВД - воронка депрессии; Rк - радиус контура питания; L - глубина скважины.

Данные, полученные при исследованиях скважины, зависят от методов исследований. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин. Одновременно-последовательные исследования разными методами получили название комплексных. Проведение комплексных исследований скважин повышает надежность и достоверность получаемых данных за счет взаимного дополнения, контроля и подтверждения получаемых результатов.

Геологические исследования проводят в процессе бурения скважин. Отбирают образцы пород (керн) с последующим изучением в лабораториях состава и свойств пород и насыщающих их жидкостей и газов. Наблюдают за составом и размерами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа и нефти и т. д.

Страницы: 1, 2, 3