Ключевые слова: газодинамические исследования, фильтрационно-емкостные свойства, геологическое строение, численное моделирование, расход скважинного флюида.
В настоящее время на территории ЯНАО традиционные запасы природного сеноманского газа находятся на этапе истощения. В связи с чем недропользователи начинают разбуривать и разрабатывать сложные запасы, которые характеризуются изменчивостью геологического строения залежей и распространения фильтрационно-емкостных свойств. Все чаще начинают вводить в разработку объекты с низкими толщинами и пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
Поскольку из-за условий осадконакоплений проницаемость данных отложений на порядок ниже традиционных сеноманских пластов, то существует неопределенность в прогнозе фильтрационных коэффициентов продуктивности скважин, а также ФЕС. Для качественной интерпретации требуется длительная стабилизация режимов и выход на радиальный фильтрационный поток при газодинамических исследованиях скважин (ГДИ), что подразумевает большие потери добычи при записи режимов для построения индикаторных диаграмм и кривых восстановления и стабилизации давлений. Данные аспекты в условиях падающей добычи могут быть критическими. Также данные залежи характеризуются ограниченным простиранием в пространстве, что создает неопределенности при корректной адаптации гидродинамической модели (ГДМ) и прогнозировании профилей добычи.
Ввиду необходимости поддержания уровней добычи на зрелых стадиях разработки месторождений, в эксплуатацию запускаются скважины с задержками в оснащении средствами телеметрии (расходомерами), в связи с этим возникают неопределенности с длительными замерами дебитов газа. Требуется проведение периодических замеров через диафрагменный измеритель критического течения либо через полнопоточный сепаратор.
В условиях отсутствия постоянных замеров авторы предложили формулу для расчета дебитов при докритических условиях течения, а для оценки ФЕС использовали метод анализа добычи и давлений (АДД).
Применение виртуального расходомера
При проведении исследований на скважинах для оценки ФЕС необходимо знать дебит скважинной продукции, поскольку от этого напрямую зависит расчетная продуктивная характеристика пласта. При этом, учитывая изменчивость продуктивности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, необходимо более частое определение газодинамических характеристик, что невозможно без замеров дебитов на регулярной основе.
Учитывая слабую оснащенность телеметрией на устьях скважин и отсутствие постоянных замеров дебитов, ввиду ряда различных причин, возникает необходимость в применении расчетных значений расходов, то есть применения «виртуального расходомера» газа, исходя из имеющейся информации – устьевых давлений и температур.
«Классический» замер по диафрагменному измерителю критического течения в текущих промысловых условиях некорректен в связи с тем, что при замере критическое течение газа не достигается ввиду низкого перепада между буферным давлением и давлением в шлейфе.
Авторами статьи в качестве математической модели «виртуального расходомера» предложено модифицированное выражение на основе закона критического течения газа (1)
(1)
где Q – дебит газа, тыс. м3/сут; P – давление до диафрагмы, бар; T– абсолютная температура газа до диафрагмы, oK;
– относительная плотность газа по воздуху в стандартных условиях, безразмерная величина;
C– коэффициент расхода диафрагмы, определяемый в зависимости от ее диаметра, безразмерная величина;
– поправочный коэффициент, учитывающий изменение показателя адиабаты реального газа;
– сверхсжимаемость газа при устьевом давлении и температуре, безразмерная величина.
Модифицируя формулу (1), учтем перепад давления до и после диафрагмы и введем эмпирически полученный коэффициент потерь давления:
(2)
где РШЛ – давление после диафрагмы, бар; Кр – эмпирический поправочный коэффициент на потери давления потока.
С целью апробации формулы (2) было проведено сравнение расчетного значения с фактическим замером дебита газа расходомером, получаемым в процессе исследования скважины газовым сепаратором при работе в газосборный коллектор. Результаты сравнения приведены в таблице 1. Для повышения сходимости расчетных и измеряемых значений дебита был применен эмпирический коэффициент (Кр), равный 0,95, который является постоянной величиной. При этом формула (2) показала достаточную сходимость (отклонение от факта не более 14 % при средней величине 3,6 %), что позволяет использовать ее в дальнейшей работе.
Однако формула (2) имеет свои ограничения. В первую очередь это касается скважин, которые имеют минимальный перепад давления между устьем скважины и шлейфом (<0,5 ат) и не имеют устьевых ограничителей потока (работают без диафрагмы либо диаметр диафрагмы более 40 мм). Также формула (2) дает высокую погрешность (>10 %) при расчете дебитов в скважинах с высоким ВГФ [2].
В случае с установленным на устье вместо диафрагмы регулятором расхода использование коэффициента С в формуле (2) было бы неприменимо. В этом случае подбирается эквивалентный диаметр диафрагмы для текущего положения регулятора при фактическом замере дебита, который будет соответствовать текущему дебиту газа.
ТАБЛИЦА 1. Сопоставление фактических замеров дебитов и методик расчета
Исследования методом АДД
Для оценки ФЕС пласта и выявления границ залежи на добывающих газоконденсатных скважинах применяют методы ГДИС, которые в основном проводятся путем регистрации кривых восстановления давления (КВД) и имеют один существенный недостаток – длительность по времени для достоверной оценки ФЕС и границ залежиусловий.
Время достижения радиального и псевдорадиального режимов течений в значительной степени зависит от коэффициента пьезопроводности. Для пластов с пониженными ФЕС это время может достигать 1000 и более часов, для таких исследований практичней использовать разновидность ГДИС – так называемый «анализ динамики давления и добычи (АДД)».
Методы АДД и КВД пользуются одними и теми же исходными допущениями в отношении применения уравнения пьезопроводности и ограничивающих условий.
В ГДИС одной из ключевых является диагностика поведения производной давления, на основе чего принимается решение, какая из моделей пласта наиболее подходит для проведения анализа. Это становится возможным при четко выверенных данных и постоянной добыче при АДД и нулевой – при КВД. Большинство разработанных в ГДИС аналитических и численных моделей можно использовать как для КВД, так и для АДД с незначительными корректировками.
Динамика добычи может быть достаточно немонотонной, когда доминирующее влияние будут иметь неустановившиеся режимы фильтрации. В этом случае невозможно идентифицировать поведение псевдоустановившегося состояния [3]. Несмотря на отсутствие чистого псевдоустановившегося состояния, возможно провести совмещение модельных и реальных данных по давлению, получить достоверные параметры дренируемой зоны, оценить коэффициент гидропроводности, скин-фактор и граничные условия. Такой результат можно получить только при анализе добычи – путем аналитического моделирования истории работы скважины (всего рассматриваемого периода).
Исследование на неустановившемся режиме может дать четкую картину того, что в данный момент времени представляет собой система «скважина – пласт». Анализ добычи охватывает гораздо более широкие временные рамки. При этом некоторые исходные допущения, верные для одного периода исследования (для которого выполняется анализ), могут меняться в течение всей истории эксплуатации для данной скважины [4].
Для анализа и рассмотрения в дальнейшем показаны результаты по ряду скважин (таблица 2).
Были рассмотрены объекты с пониженными ФЕС; объекты, по которым в ходе классического КВД радиального режима либо достигнуто не было, либо были получены оценочные результаты (начало выполаживания производной – начало радиального режима течения); литологически ограниченные объекты, где с точки зрения геологии литологические границы объектов не выявлены/не подтверждены, но необходимы для адаптации на фактические данные по скважинам.
Полученные результаты сведены в таблицу 2.
ТАБЛИЦА 2. Результаты гидродинамических характеристик при АДД и КВД
Пример исследования АДД скважина № 3 (таблица 2): замер характеризуется удовлетворительным качеством, как по давлению, так и по дебиту. Принятое начальное пластовое давление на ВДП для анализа составило 100 кгс/см2.
Учитывая геологическое строение, сейсмические данные по району, работу соседних скважин, было выполнено численное моделирование (рисунки 1, 2, 3). На момент окончания прогноза пластовое давление составило 94,1 кгс/см2, с которым была рассчитана продуктивность скважины.
РИСУНОК 1. Численное моделирование с августа 2024 года по январь 2025 года
РИСУНОК 2. Фрагмент модели анализируемого участка исследуемого месторождения
РИСУНОК 3. Диагностический график численного моделирования
На диагностическом графике (рисунок 3) первый час фиксируем период влияния ствола скважины, далее рост производной – линейный режим течения, характерный для горизонтальных скважин. Через 20 часов производная меняет тренд – выполаживается, что связано с достижением радиального режима течения, далее на 1000 часах фиксируем рост производной, что связано с достижением граничных условий – непроницаемая граница. Численная модель хорошо описывает положение радиального режима течения и наличие граничных условий.
По наличию «полки» – радиальному режиму проводимость составила 97 мД*м, проницаемость 28 мД, при эффективной мощности пласта 3,45 м, работающая длина горизонтального ствола 127 м и полный скин-фактор «-5,7». Результаты рекомендуются для дальнейшего использования при подтверждении другими данными.
По результатам моделирования был сделан вывод о том, что для наилучшего совмещения модели с фактическими точками зону глинизации (рисунок 2) необходимо сместить дальше от скважины на 1000 м (в то время как в геологической модели такая граница находилась на расстоянии 300 м). Это позволило корректно отразить темп падения пластового давления в скважине.
РИСУНОК 4. Индикаторная диаграмма
Для оценки фильтрационно-емкостных свойств (рисунок 4), пластовое давление было оценено по анализу добычи на 18.01.2025 г. с учетом отборов на анализируемой скважине и скважинах окружения.
Для оценки продуктивности скважины было выполнено совмещение рабочей точки (последняя рабочая точка по АДД) и модели, для первой итерации были приняты А и В по ранее проведенному исследованию ИД от 02.2024 г. – А = 11,94 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут), В = 0,0038 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2. Далее для наилучшего совмещения коэффициент А был увеличен – А = 19,03 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут), В = 0,0038 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2 (рисунок 4).
Дополнительно коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В были рассчитаны по проводимости, полученной по АДД, в результате расчета получены: А = 19,9 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут) и В = 0,0036 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут)2 – результаты согласуются.
Был рассмотрен еще один пример, скважина № 2 (рисунок 5). Данная скважина была рассмотрена в связи с активным падением пластового и забойного давлений в ходе ее работы.
С декабря 2024 г. по май 2025 г. пластовое давление снизилось на 70 кгс/см2. Темп падения давления и дебита со временем снижается, что вероятно связано с истощением изолированной части залежи. Принятое пластовое давление на ВДП для анализа составило 122 кгс/см2.
Было выполнено численное моделирование (рисунки 5, 6, 7) с учетом геологических границ. С целью учета геологических границ были пересмотрены данные интерпретации сейсморазведочных работ, которые были учтены при совмещении модели с фактическими замеренными давлениями – границы были приняты на расстоянии 200/200/250 м (рисунок 6).
РИСУНОК 5. Численное моделирование
РИСУНОК 6. Фрагмент модели анализируемого участка исследуемого месторождения с атрибутами сейсмики
РИСУНОК 7. Диагностический график численного моделирования исследований
На диагностическом графике (рисунок 7) первые 6 часов фиксируем период ВСС, далее горизонтальный участок – радиальный режим течения до 120 часов и рост производной, который связан с влиянием граничных условий.
Проводимость пласта – 21,1 мД*м, фазовая проницаемость 8,8 мД, при условии эффективной мощности 2,4 метра (результат ПГИ от 06.05.2025), полный скин-фактор «-3», рекомендуется для дальнейшего использования при подтверждении другими данными.
Заключение
Использование авторского метода расчета дебита по перепаду давлений, основанного на предложенном выражении докритического течения, может быть применено как при проведении и интерпретации исследований, так и при оценке суточной добычи в условиях отсутствия постоянных замеров расхода газа.
Использование метода АДД применимо для условий, при которых вскрытые скважинами пласты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами и для их корректной оценки нужны длительные исследования (более 50 часов). Также метод АДД весьма актуален для залежей с наличием непроницаемых границ и, как следствие, ограниченностью запасов, для оценки которых нужны еще более длительные исследования (более 500 часов).
Определение расстояний до границ залежей, полученных методом АДД, позволяет более точно определить границы залежи и тем самым может стать основой для актуализации геолого-гидродинамической модели, что в конечном счете будет положительно сказываться на прогнозировании годовых уровней добычи, а также планировании новых геолого-технических мероприятий.
Помимо этого, исследования методом анализа добычи и давления позволяют сократить потери добычи на остановки скважин. Так, за первый квартал 2025 года применение методики АДД позволило сократить потери при исследованиях КВД на 15,7 млн м3/сут.
Литература
1. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, Недра, Москва, 1980 г. – 301 с.
2. Оливье Узе, Дидье Витура, Оле Фьярэ Анализ динамических потоков, 2008, Kappa – 358 с.
3. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин / [и др.] // SPE-
4. Морозовский Н.А., Кричевский В.М. [и др.] Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий / // Инженерная практика. – 2015. – № 11. – С. 93-98.
5. Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования скважин. Томск, 2007 – 229 с.
