1.3 Особенности исследований газовых скважин

Особенности гидродинамических исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены, прежде всего, различиями в физических свойствах газа и нефти и неодинаковыми условиями эксплуатации. В частности:

- плотность газа (зависит от давления, температуры и состава газа) на 2-3 порядка меньше плотности нефти;

- вязкость газа на 2-3 порядка ниже вязкости нефти;

- дебиты газовых скважин (в среднем сотни тысяч – до миллиона и более кубических метров в сутки) на 2-3 порядка выше объемных дебитов нефтяных скважин;

- скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше соответствующих скоростей нефти;

- устьевые давления в газовых скважинах достаточно высокие (они меньше отличаются от забойных) и гораздо выше устьевых давлений в нефтяных скважинах (которые гораздо меньше забойных давлений на величину, обусловленную столбом нефти в стволе скважины);

- резкое изменение термобарических условий в процессе ГДИС газовых скважин, возможность гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, часто наличие в составе газа кислых - коррозийно-активных компонентов (H2S, СO2 и др.), опасные и вредные свойства газа (взрыво- и пожароопасность, вредное воздействие на организм человека и окружающую среду) предъявляют повышенные требования к ГДИС, технике, глубинным приборам и оборудованию, технологии проведения ГДИС.

ГДИС газовых скважин на море проводятся в более сложных, лимитированных по времени условиях.

При вызове притока из скважины могут быть получены нефть, газ, газовый конденсат, пластовая вода или их смесь. Иногда из пласта вообще не получают притока, в этом случае пласт считают «сухим». При испытании скважины необходимо получить следующую информацию: дебит жидкостей (раздельно нефти, газа, конденсата и воды), устьевое и забойное давления при различных режимах работы скважины, физико-химические свойства жидкостей и газа, данные о восстановлении пластового давления, температурный режим работы скважины. По скважинам, где получена пластовая вода, желательно определить приемистость пласта. Обработка этих данных позволяет получить сведения о продуктивности скважины и фильтрационных параметрах призабойной и удаленной зон пласта.[6]

Для того чтобы исключить ошибочные выводы о характере насыщения пласта и его коллекторских свойствах, наряду с прямыми методами (получение данных по результатам исследования скважины) используют косвенные методы, основанные на сравнении полученных данных с ранее известными по аналогичным пластам. При сравнении результатов испытания учитываются физико-химические свойства флюидов, газосодержание, пластовое давление и температура.

Для предотвращения осложнений (гидратопарафинообразование, вынос песка, потеря герметичности бурового инструмента) в процессе испытаний, необходим постоянный контроль за устьевыми параметрами.[7]

1.4 Методы определения параметров пласта при исследованиях на стационарных режимах

В исследовательских работах по определению продуктивности скважин и параметров пласта в последние годы широко применяются следующие методы:

а) исследование скважин при установившихся режимах фильтрации (анализ индикаторных линий);

б) исследование скважин при неустановившихся режимах (анализ кривых восстановления давления);

в) гидропрослушивание (изучение явлений интерференции);

г) исследование методом фильтрационных гармонических волн и др.

Во многих случаях используют экспресс-методы, позволяющие упрощать работы и сокращать время на испытание пласта.

Гидродинамические методы исследования скважин основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. При этом используют уравнения сохранения массы и импульса фильтрационного потока, связывающие искомые параметры пласта с непосредственно измеряемыми в процессе притока флюида к забою скважины, такими как расход нефти или газа, забойное и пластовое давления.

Наиболее распространен метод пробных откачек (анализ индикаторных линий) при установившемся режиме фильтрации. Он имеет преимущества перед другими, так как отличается простотой работ и методики обработки полученных данных. Сущность метода заключается в том, что при различных режимах замеряют дебит и забойное давление и по формулам притока при линейном или нелинейном законе фильтрации определяют основные параметры пласта.

По величине замеренного дебита и перепаду давлений для каждого из исследуемых случаев могут быть вычислены коэффициенты продуктивности и проницаемости пласта. При наличии трех значений Кпр, может быть построен график зависимости дебита от перепада давлений Q=f(Δp), называемый индикаторной диаграммой, а полученная при этом кривая называется индикаторной линией.

На форму индикаторных линий влияют режимы залежи и работы скважины, коллекторские свойства пласта, изменение свойств пластовых жидкостей в зависимости от давления, качество замеров дебитов и забойных давлений и др.

При анализе индикаторной диаграммы в первую очередь обращают внимание на:

а) нарушение линейного закона фильтрации жидкости;

б) снижение фазовой проницаемости в призабойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения;

в) уменьшение проницаемости пласта при снижении давления вследствие сжимаемости пород;

г) изменение физических свойств жидкости при изменении давления;

д) изменение рабочей мощности пласта — подключение (отключение) неработающих пропластков при увеличении (уменьшении) депрессии.

Важным фактором является качество исследования: работы, проведенные при явно неустановившемся режиме, приводят к искажению формы индикаторной линии. Очень важна точность замеров дебитов и забойных давлений. Выявление причин искривления индикаторных линий и устранение этих причин позволяют улучшить показатели продуктивности скважин.

Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия, вследствие чего при определенных условиях скорости фильтрации превышают критические величины. Величина инерционных сил изменяется во времени, так как зависит от пластового давления, свойств жидкости и пород, дебита и других факторов. Поэтому в одной и той же скважине в различные промежутки времени, характеризующие величину отбора, состояние разработки залежи и обработку фильтра и призабойной зоны пласта, индикаторные линии имеют разную форму. Выявление причин, влияющих на форму индикаторных линий, и устранение их позволяют улучшить эксплуатационные характеристики скважин.

Кроме того, в результате анализа индикаторных линий можно определить необходимые мероприятия по воздействию на пласт в период испытания скважин, для того чтобы с самого начала эксплуатации скважина работала на оптимальных режимах, с минимальными депрессиями на пласт, уменьшающими расход пластовой энергии. Высокие коэффициенты продуктивности скважин могут позволить эксплуатировать ее при повышенных дебитах, что будет способствовать получению хороших показателей разработки залежей.

Достоверность расшифровки индикаторных диаграмм во многом зависит от технологии исследования скважин и соответствия режимов исследования установившемуся состоянию.

Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации основано на предположении, что дебит и забойное давление на каждом режиме практически постоянны или их изменениями можно пренебречь. Очевидно, понятие установившегося состояния является условным.

Продолжительность работы скважины на установившемся режиме зависит от целей и задач, поставленных перед исследованием, методов проведения исследований и коллекторских свойств пласта. В одном случае, если пласт обладает хорошей продуктивностью и коллекторскими свойствами, за установившееся состояние можно принять режим, который наступает через 1—2 суток или раньше после пуска скважины. В другом случае, если ставится задача определения геометрии и границ пласта, проводятся мероприятия и их оценка по улучшению проницаемости ПЗП, за установившееся состояние нельзя принимать время работы скважины не только в течение нескольких часов или суток, но и месяцев.