Розрахунковий метод визначення пластового тиску в газових свердловинах в умовах низькопроникних колекторів

Н.В. Дубей

Аннотация

При разработке газовых месторождений, связанных с низкопроницаемыми коллекторами, время стабилизации пластового давления в скважине после ее остановки может составлять 5-20 суток и более. Предлагается расчетный метод определения установившегося пластового давления путем соответствующей обработки кривой восстановления забойного давления (КЗД), снятой на протяжении 10-20 часов после остановки скважины. Опыт применения данного метода на ряде газовых месторождений Украины показал, что в большинстве случаев абсолютная погрешность при определении пластового давления не превышает 0,05-0,1 МПа.

Annotation

In case of development of gas deposits, related to the collectors with low permeability, the time of stabilization of layer pressure in the mining hole after its stop can make 5-20 days and more. A computation method of determination of set layer pressure is offered by the proper treatment of curve of reestablishment of mouth pressure, taken off during 10-20 hours after the stop of mining hole. The experience of given method application on some of gas deposits of Ukraine showed, that in most cases absolute error in case of determination of layer pressure does not exceed 0,05-0,1 MPa.

Виклад основного матеріалу

свердловина пластовий тиск відбійний

Розвідка і розробка газових родовищ з низькопроникними колекторами має ряд специфічних особливостей, зокрема, великий термін відновлення пластових тисків в свердловинах після їх зупинки.

Метою даної статті є впровадження розрахункового методу визначення усталеного пластового тиску шляхом відповідної математичної обробки кривої відновлення вибійного тиску (КВТ ) після зупинки свердловини.

Повний час стабілізації пластового тиску після зупинки свердловини можна визначити за формулою, запропонованою Є.Б.Чекалюком [3]

, (1)

де: - радіус контура живлення або середній радіус зони дренування, см;

- поточний час відновлення тиску, с;

ж - коефіцієнт п'єзопровідності пласта,
см²/с;

ж = , (2)

де: - коефіцієнт проникності пласта, мкмІ;

- пластовий тиск, МПа;

- коефіцієнт пористості, долі одиниці;

- в'язкість газу в пластових умовах, МПа с.

Виходячи із формули (1),

t = . (3)

Якщо прийняти умовно = 500 м; = 0,001 мкмІ; = 20 МПа; = 0,2; = 0,018 МПас, то коефіцієнт ж становитиме 55,6 см²/с. Для даних умов повний час стабілізації пластового тиску буде дорівнювати 166 діб. При коефіцієнті проникності = 0,01 мкм² час стабілізації пластового тиску становитиме 16,6 доби, а при = 0,1 мкм² всього 1,66 доби.

Досвід розробки газових і газоконденсатних родовищ та проведені відповідні розрахунки доводять, що при низькій проникності продуктивних пластів (0,010 - 0,001 мкм²) час стабілізації пластового тиску після зупинки свердловини складає 5-20 діб і навіть більше одного місяця (Шебелінське, Співаківське, Кегичівське та інші родовища ).

На практиці, з метою скорочення термінів дослідження свердловини, крива відновлення пластового тиску після зупинки свердловини часто знімається на протязі всього 6 - 48 годин. В результаті визначені пластові тиски значною мірою занижені, що не дає можливості провести якісний аналіз розробки газового покладу та достовірний підрахунок запасів газу за методом падіння пластового тиску.

В процесі розвідки родовища, коли період роботи свердловини до зупинки Т незначний, криву відновлення пластового тиску обробляють за методикою, запропонованою в свій час С. Корнером [4], використовуючи формулу

=- l g, (4)

де

; (5)

- усталений пластовий тиск, МПа;

- поточний вибійний тиск після зупинки свердловини в момент часу t, МПа;

- дебіт свердловини перед зупинкою, см³ / с;

- в'язкість газу в пластових умовах, МПа с;

- пластова температура, К;

- стандартна температура, 293 К;

- коефіцієнт надстисливості газу в пластових умовах;

- атмосферний тиск, МПа;

к - коефіцієнт проникності пласта, мкмІ;

h - ефективна товщина пласта, см;

Т - час роботи свердловини до її зупинки,с;

T - поточний час відновлення тиску,с.

Теоретично час відновлення вибійного тиску до пластового є безкінечною величиною. В даному випадку величина при прямує до нуля. Побудувавши графік залежності шляхом екстраполяції прямолінійної ділянки залежності до , знаходимо .

Дана методика широко застосовується при випробуванні розвідувальних і експлуатаційних свердловин. Похибка визначення пластового тиску, як правило, не перевищує 0,3%.

Для випадку, коли час роботи свердловини до її зупинки становить 30-60 діб і більше, Інструкцією з дослідження газових і газоконденсатних свердловин [2] пропонується методика визначення усталеного пластового тиску з використанням графіка залежності шляхом екстраполяції прямолінійної ділянки до lg t = lg T. В цій точці різниця між і квадратом поточного вибійного тиску стано-вить , тобто . Однак, як показав проведений аналіз, при значних величинах Т (100 - 200 діб і більше) розраховані поточні пластові тиски значно завищені і нерід-ко перевищують початковий пластовий тиск.

Пропонується розрахунковий метод визначення усталеного поточного пластового тиску шляхом відповідної математичної обробки кривої відновлення вибійного тиску (КВТ) після зупинки свердловини.

Суть методу полягає в такому. Відновлення вибійного тиску до пластового в закритій свердловині згідно з [1] описується рівнянням

(6)

де: - вибійний тиск перед зупинкою свердловини, МПа;

- приведений радіус свердловини з врахуванням її гідродинамічної недосконалості, см;

b - коефіцієнт рівняння припливу газу до вибою свердловини, .

Значення решти параметрів подані у формулах (2 ) і (4).

В практиці газодинамічних досліджень вважається, що пластовий (статичний) тиск стабілізувався, якщо в момент манометри протягом певного відрізку часу (наприклад, однієї доби) не фіксують його зміни, тобто, якщо зміна тиску за період менша від чутливості манометрів .

В даному випадку умову стабілізації пластового тиску можна виразити через параметр “ C ”

. (7)

Диференціюючи рівняння (6) за t, одержимо

. (8)

Прирівнявши праві частини формул (7) і (8) і вважаючи, що час відповідає часу умовної стабілізації пластового тиску в свердловині , одержимо

, (9)

звідки

. (10)

Таблиця 1

Результати обробки кривої відновлення вибійного тиску в свердловині 4 Городоцького газового родовища. Дослідження 28.03.2003 р.

=1,0 МПа²

=9,90 МПа²

= 3,15 МПа

Якщо величина приймається в добах, то і час стабілізації також буде визначатись в добах.

Для визначення пластового тиску за даною методикою крива відновлення пластового тиску обробляється в координатах
згідно з [ 2].

За прямолінійною ділянкою графіка визна-чається кутовий коефіцієнт , який дорівнює

. (11)

Із рівнянь ( 10 ) і ( 11 ) одержимо час стабілізації пластового тиску в добах

. (12)

Для прикладу подаються результати обробки кривої відновлення вибійного тиску у свердловині 4 Городоцького газового родовища (Львівська область). Експлуатаційний об'єкт - горизонт ВД-13 сарматських відкладів - залягає в інтервалі 623-656 м. Колектор-пісковик проникністю 0,003 мкм². Початковий пластовий тиск становить 6,04 МПа. Свердловина введена в експлуатацію 2 вересня 2002 року. 28 березня 2003 року свердловина закрита з метою визначення пластового тиску. Робочий дебіт свердловини перед зупинкою був рівним 4,2 тис. м³/добу. Крива відновлення вибійного тиску знімалась протягом 18,5 год. Як видно з таблиці 1, вибійний тиск на даний момент часу не стабілізувався і становив 2,99 МПа.

За даними таблиці 1 побудований графік залежності (рис. 1). Згідно з графіком кутовий коефіцієнт 1,0 МПа².

При дослідженні свердловин на Городоцькому родовищі застосовувались манометри 10 МПа класу точності 0,5, поріг чутливості яких становить = 0,01 МПа.

Тоді за формулою (7) параметр “С” становитиме

С = 3,15² - 3,14² = 0,063 МПа²/добу.

Час умовної стабілізації пластового тиску, розрахований за формулою (12), буде дорівнювати

доби = с;

.