Цикличность изменения плотности смеси флюидов, поступающих из пласта в скважину (на примере Астраханского и Карачаганакского месторождений)

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология
Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 622. 279. 5
В. Н. Чельцов, Т. В. Чельцова, К.К. Смирнов
Цикличность изменения плотности смеси флюидов, поступающих из пласта в скважину (на примере Астраханского и Карачаганакского месторождений)
Плотность смеси флюидов, поступающих из пласта в работающую скважину, является одним из важных параметров при расчете режимов работы скважины и определении ее продуктивной характеристики: с использованием значений плотности смеси рассчитываются забойные давления для режимов работы скважины, а также депрессии на пласт и значения фильтрационных коэффициентов. Точность определения указанных параметров существенно зависит от точности принимаемых для расчетов средних значений плотности смеси по стволу скважины, особенно применительно к глубинным залежам с резко неоднородным низкопроницаемым коллектором, сложным составом газа и повышенным содержанием воды в продукции. К последним относятся залежи Астраханского газоконденсатного (АГКМ) и Карачаганакского нефтегазоконденсатного (КНГКМ) месторождений, на примере которых и рассмотрена далее задача определения динамики плотности смеси флюидов, поступающих из пласта.
Указанные залежи находятся на глубине 4−5 км, карбонатный коллектор низкопроницаем и резко неоднороден по площади и разрезу, фильтрация флюидов характеризуется наличием пороговых градиентов давления. Составы пластового газа многокомпонентны: на Астраханском месторождении газ характеризуется высоким содержанием кислых компонентов и воды, на Карачаганакском — высоким содержанием тяжелых углеводородов. На АГКМ пластовая вода находится в 20−50 м от забоев скважин, а на КНГКМ забои скважин, эксплуатирующих 1-й и 2-й газоконденсатные объекты, отделены от пластовой воды 3-м объектом, содержащим нефть.
Плотность смеси флюидов, поступающих в работающую скважину из пласта, можно определить двумя способами: 1) по рекомбинируемому составу смеси (берутся пробы из сепаратора), которая принимается за пластовый газ- 2) расчетным путем по измеренным давлениям на устье и забое скважины после ее остановки при простое. По скважинам АГКМ количество определений значений плотности названными способами примерно одинаково. Сравнивая качество определений значений плотности двумя способами (на примере АГКМ), можно отметить следующее. При определении плотности по составу газа не учитывается его влагосодержание и точность определений ниже, чем во втором случае (точность измерения давлений в настоящее время очень высока). Кроме того, использование для расчета забойных давлений значений плотности, определенных по составу газа, может привести к существенным погрешностям в связи с несоответствием других принимаемых исходных данных фактическим — средних значений температуры и давления по стволу скважины, среднего коэффициента сжимаемости газа. Во втором случае плотность смеси может не соответствовать фактической при указанных принимаемых исходных данных, но при решении обратной задачи эта погрешность компенсируется. Сравнение значений плотности смеси, рассчитанных поименованными способами по 8 скважинам Астраханского месторождения, показало, что в среднем плотность, найденная по составу газа, выше, чем во втором варианте расчета, на 3,17% (от 1 до 5,5%).
Рассматривая значения плотности смеси, полученные по скважинам АГКМ, видим, что их распределение по площади залежи дифференцировано. При этом выделяются макрозоны с повышенными или пониженными значениями плотности смеси с общей тенденцией снижения значений плотности на юго-восток. Так, среднее значение относительной плотности на северо-западе разрабатываемой части залежи
№ 3 (23) / 2015
Ключевые слова:
плотность смеси флюидов, виброгеодинамическая цикличность, сжатие
и разуплотнение
геосреды,
пороговые
градиенты
давления,
период и амплитуда колебаний.
Keywords:
density of fluids' mixture, vibro-geo-dynamical cyclicity, compression and deconsolidation of geoenvironment, threshold pressure gradients,
period and amplitude of oscillations.
VGN-3−23−2015-v24. indd 27
21. 08. 2015 9: 59:29
28
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
(УКПГ-1) составляет 1,05 (максимально 1,07), а в юго-восточной части (УКПГ-6 и УКПГ-9) 1,02 (минимально 0,98). Естественно предположить, что эти изменения связаны с неоднородностью компонентного состава пластового газа (видимо, в основном кислых компонентов), которая обусловлена изменчивостью фильтрационных свойств коллекторов и структурой их порового пространства при непосредственном влиянии на формирование компонентного состава газа пороговых градиентов давления.
Средний тренд динамики варьирования плотности смеси по конкретным скважинам за длительный период времени показывает, что значения плотности могут демонстрировать некоторую тенденцию снижения или возрастания. Это, вероятно, связано с площадными перетоками газа. Если анализировать изменение плотности смеси за более короткие промежутки времени, можно увидеть, что они происходят циклически.
Цикличность изменения значений плотно -сти смеси во времени по конкретной скважине может быть обусловлена несколькими факторами. В работе [1] обосновано и показано на данных стендовых испытаний, что при фильтрации многокомпонентной смеси через пористую среду при наличии пороговых градиентов давления ее плотность на выходе из модели циклически колеблется в определенном диапазоне. Это связано с тем, что переток компонентов смеси из поры в пору происходит поочередно. Каждый компонент смеси характеризуется присущим ему значением порогового градиента давления, зависящим от материала породы коллектора, структуры порового объема и размера пор. Возможно, наблюдаемая цикличность изменения продуктивной характеристики скважин обусловлена поочередным движением компонентов смеси и различием их пороговых градиентов. Анализ данных эксплуатации скважин АГКМ показывает, что при одной и той же депрессии в разные моменты времени фактические дебиты существенно различаются и это происходит по всему фонду скважин. При этом анализировались периоды, в течение которых геолого-технические мероприятия не проводились. Обоснование наличия пороговых градиентов давления при фильтрации многокомпонентной смеси в низкопроницаемом карбонатном коллекторе дано в работах [1, 2].
В связи с циклическим сжатием и разжатием земной коры (и, соответственно, коллекто-
ров залежи) в результате внешних воздействий [3] происходит циклическое изменение порово-го объема, проницаемости и пороговых градиентов давления. Как следствие, возникает циклическое колебание относительно среднего тренда пластовых давлений [4, 5], водогазового фактора [6], пластовой температуры [7]. В перечисленных работах на основании анализа фактических данных четко установлены 2 типа цикличности с периодами ~ 4 года (главная деформационная волна) и ~ 18 лет (лунные циклы совершают полный оборот за 18,61 года [3]). Известны и другие типы цикличности внешних воздействий с периодами менее и более 4 лет [3].
В соответствии с изложенным с большой уверенностью можно предположить, что колебательное изменение плотности смеси, поступающей из пласта в скважину при ее эксплуатации, обусловлено также (кроме составляющей, определяемой внутренними процессами при фильтрации смеси в пористой среде) внешними закономерными циклическими воздействиями на коллектор залежи. В этом случае и колебательное изменение плотности смеси может иметь закономерный циклический характер.
Исследование характера цикличности изменения значений плотности в процессе работы скважины проводилось по фактическим данным для скважин АКГМ и КНГКМ. На АГКМ динамика плотности смеси изучалась по 14 скважинам, по которым было выполнено наибольшее число определений (от 15 до 11) значения плотности смеси по результатам измерений давлений в стволах скважин. Строились зависимости изменения безразмерных значений относительной плотности смеси во времени (здесь относительная плотность — плотность смеси, деленная на плотность воздуха- безразмерная плотность — относительная плотность конкретного определения, деленная на среднюю плотность по всему числу определений). Согласно построенным зависимостям по каждой из 14 скважин определялись даты (отсчет времени производился от 1900 г.) с экстремальными значениями плотности — минимальными или максимальными (там, где эти даты определялись достаточно надежно). Для примера на рис. 1 представлены упомянутые зависимости по скважинам 52, 76, 77 и 85 Д. При этом к фактическим датам (точкам временной оси) определения плотности по скважинам 52, 76 и 85Д введены поправки. Для этого определялось
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 28
21. 08. 2015 9: 59:29
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
29
85 90 95 100 105 110 115
Время, кол-во лет
Рис. 1. Динамика плотности смеси по скважинам 52, 76, 77 и 85Д
среднее отклонение временных координат экстремальных точек по каждой скважине от соответствующих координат по скважине 77, и это значение использовалось как поправка ко всем датам для данной скважины. Средние поправки составили, количество лет: скв. 52 — (-0,56) — скв. 76 — (-0,63) — скв. 85Д — (+0,93). Графики зависимостей, приведенные на рис. 1, показывают очевидное соответствие цикличностей изменения плотности по скважинам.
В табл. 1 по скважинам, там, где это было возможно, определены средние периоды цикличности изменения плотности смеси как отношение разницы во времени между последней и первой из зафиксированных дат к числу циклов, прошедших за этот период. При этом среднеарифметическое значение периода цикличности по рассматриваемым скважинам составило 6,36 года, а средневзвешенное значение по числу циклов — 6,10 года (считаем, что второе значение является более точным). Также были рассчитаны средние даты (как среднеарифметические) экстремальных точек по рассматриваемым скважинам, там, где они были зафиксированы, и определены средние продолжительности периодов циклов. Рассматривая эти результаты, видим, что минимальные периоды соответствуют середине 1992 г. (2,31 года) и началу 2010 г. (2,52 года), а максимальный (рис. 2) — примерно середине 2000 г. (8,0 лет).
Заслуживает внимания зависимость средней продолжительности периода цикличности от средней даты. Для АГКМ и КНГКМ
№ 3 (23) / 2015
(см. рис. 2) такие зависимости почти симметричны, обе имеют по два минимума и по одному максимуму. Первый минимальный период 2,35 года соответствует концу 1991 г., второй -сентябрю 2010 г. (длительность периода принята также за 2,35 года). Разница во времени между этими точками составляет 18,7 лет, что соответствует периоду 18,61 лет, за который лунные узлы совершают полный оборот. Средний период цикличности, рассчитанный по данной зависимости, составил 5,98 лет (что только на 2% меньше длительности, рассчитанной другим способом, см. ранее).
Отметим, что при оценочном расчете цикличности продуктивной характеристики скважин (динамика дебитов при постоянной депрессии на пласт) по скважинам АГКМ получены периоды от 2 до 13 лет, в среднем 6,5 лет, что вполне согласуется с ранее приведенными результатами.
Периоды цикличности изменений пластового давления и температуры [4−7], плотности смеси и дебитов скважин подтверждаются данными работы [3]. Так, минимальные периоды цикличности 2,4 года (по плотности), ~ 2 года (по дебиту) и 2,2 года (по пластовому давлению) соответствуют циклу 2,166 лет, который «сопряжен с парным соединением планет по одну сторону от Солнца: Юпитер-Земля, Марс-Земля, Марс-Юпитер» [3]. Средний период цикличности по пластовым давлениям и температуре 4,26 года соответствует периоду 4,333 года: Юпитер-Земля, Юпитер-Венера, Юпитер-Марс. Средние
VGN-3−23−2015-v24. indd 29
21. 08. 2015 9: 59:29
30
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 1
Динамика изменения плотности смеси по скважинам АГКМ: временные координаты экстремальных точек (точка отсчета — 1900 г.), количество лет
№ скв. (кол-во определений) Экстремум Средняя продолжительность периода по скважине
параметр временного цикла № экстремальной точки (вид экстремума)
1 (min) 2 (max) 3 (min) 4 (max) 5 (min) 6 (max) 7 (min) 8 (max) 9 (min)
103 (13) Отрезок времени от начала 1900 г. (далее — координата) — - 90,3 94,6 — - - - - 8,60
Период — - - 8,6 — - - - -
8-Э (11) Координата — - 90,5 94,0 — - - - - 6,90
Период — - - 6,9 — - - - -
101 (10) Координата — - 90,6 94,6 98,7 — - - 108,6 6,00
Период — - - 8,0 8,2 — - - -
97 (11) Координата — - 91,0 93,8 96,5 — - - - 5,50
Период — - - 5,5 5,5 — - - -
85Д (13) Координата — - 92,0 — - 102,3 104,8 107,9 109,8 5,95
Период — - - - - - 5,0 6,2 3,8
75 (11) Координата — - 92,7 — - - - - - -
Период — - - - - - - - -
77 (11) Координата — - 93,5 96,8 100,1 102,9 105,8 108,9 111,5 6,02
Период — - - 5,6 7,6 6,6 7,4 4,5 3,3
76 (14) Координата — 91,0 93,5 97,3 100,7 104,2 — - - 6,60
Период — - 5,0 7,7 6,7 7,1 — - -
58 (12) Координата — 91,4 97,8 — - - 107,6 110,3 — 6,32
Период — - 4,8 — - - - 5,5 —
79 (13) Координата — 88,7 — - - - 106,8 108,4 110,0 6,11
Период — - - - - - - 3,1 3,5
65 (13) Координата — - - - - - - 108,0 — -
Период — - - - - - - - -
52 (12) Координата — 90,7 — - - 102,8 106,4 109,7 — 6,33
Период — - - - - - 7,0 5,0 —
67 (15) Координата — 91,4 — - - - - - - -
Период — - - - - - - - -
53 (11) Координата 89,6 92,8 — - - - 104,3 108,1 — 5,29
Период — 6,4 — - - - - 7,6 —
Средняя временная координата экстремальной точки (кол-во определений) 89,6 (1) 90,9 (6) 92,1 (8) 95,3 (5) 99,1 (3) 103,0 (4) 105,9 (6) 108,7 (7) 109,8 (4) —
Средняя продолжительность цикла — 2,77 2,31 6,29 7,62 7,90 5,81 5,59 2,52 6,36* 6,10**
Примечания: * среднеарифметическое-
** средневзвешенное по числу циклов.
периоды цикличности по плотности смеси 6 лет и дебиту 6,5 лет соответствуют периоду 6,5 лет: Юпитер-Земля, Венера-Марс, Венера-Юпитер, Земля-Марс, Марс-Юпитер. Максимальные периоды цикличности 8,25 лет по плотности смеси и 13 лет по дебиту скважин соответствуют циклам солнечной активности 7,8 лет и 12,3 года.
В табл. 2 по рассматриваемым 14 скважинам приведены средние значения плотности смеси и амплитуды их колебаний.
Средняя относительная плотность смеси по рассматриваемым скважинам составила 1,0266, максимальная — по скв. 85Д (равна 1,0628, больше средней на 3,5%), минимальная — по скв. 103 (равна 0,9838, меньше средней
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 30
21. 08. 2015 9: 59:29
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
31
85 90 95 100 105 110 115
Время, кол-во лет
Рис. 2. Зависимость средней продолжительности периода цикла от средней даты
(координаты на временной оси)
Таблица 2
Средние относительные плотности смеси по скважинам АГКМ и амплитуды их колебаний
№ скв. Средняя относительная плотность (по воздуху) Амплитуда колебаний по плотности
абс. ед. %
8 1,0158 ±0,0506 ±4,98
52 1,0483 ±0,0505 ±4,82
53 1,0053 ±0,0672 ±6,68
58 1,0120 ±0,0538 ±5,32
65Д 1,0409 ±0,0674 ±6,47
67 1,0246 ±0,0666 ±6,50
75 1,0549 ±0,0609 ±5,77
76 1,0405 ±0,0625 ±6,01
77 1,0283 ±0,0641 ±6,23
79 1,0230 ±0,0453 ±4,43
85Д 1,0628 ±0,0469 ±4,41
97 1,0323 ±0,0410 ±3,97
101 1,003 ±0,0390 ±3,90
103 0,9838 ±0,0618 ±6,28
По 14 скважинам в сумме 1,0266 ±0,0555 ±5,41
на 4,2%). Средняя амплитуда колебаний плотности составила ±5,4% от средней плотности, максимальная — по скв. 53 (±6,68%), минимальная — по скв. 101 (±3,9%). В целом по всему фонду скважин АГКМ средняя текущая относительная плотность смеси составила 1,032, максимальная 1,074 (больше средней на 4,1%), минимальная 0,981 (меньше средней на 4,9%).
Таким образом, если при обработке первичных данных исследования скважин на продуктивность на стационарных режимах фильтрации использовать значение плотности сме-
№ 3 (23) / 2015
си, рассчитанное в среднем для залежи (как это обычно делается), то по отдельным скважинам ошибка в расчете депрессий составит: для высокодебитных скважин — более 20%, для среднедебитных — 6−7% и для низкодебитных — 3−4%. Если при этом использовать значения плотности смеси, рассчитанные по составу газа, то при принимаемых для условий АГКМ средних по стволу скважины температуре и коэффициенте сжимаемости газа депрессии окажутся занижены соответственно на 15, 5 и 3%.
VGN-3−23−2015-v24. indd 31
21. 08. 2015 9: 59:29
32
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Если при обработке результатов исследования скважины использовать значения плотности смеси с учетом их циклических колебаний (вместо средних, как это делается в настоящее время), то разброс значений депрессий при одном и том же дебите на графике зависимости депрессии от дебита сокращается в 2 раза. При этом средние фильтрационные коэффициенты, определенные по указанным зависимостям, практически совпадают.
На Карачаганакском месторождении динамика плотности смеси изучалась по 30 скважинам с числом определений плотности от 27 до 10, в том числе по 1-му, 1-му + 2-му, 2-му, 2-му + 3-му и 3-му объектам соответственно по 10, 5, 7, 6 и 2 скважинам. Обработка исходного фактического материала и анализ результатов проведены по схеме, используемой для АГКМ.
Результаты определений дат с экстремальными значениями плотности по скважинам КНГКМ в обобщенном виде представлены в табл. 3.
Для примера на рис. 3 показана динамика значений плотности смеси по скважинам 102, 146 (1-й объект), 126 (1-й + 2-й объекты), 152 (2-й объект), 324 (2-й + 3-й объекты). Графики на рис. 3 демонстрируют такое же, как по скважинам АГКМ, соответствие цикличностей изменения плотности по скважинам, но с некоторым различием по датам экстремальных точек. Из этой закономерности выпадает только скв. 102, которая после 1994 г. «работает по плотности» в противофазе к остальным четы-
рем скважинам, но после 1997 г. эта разница сокращается.
Средневзвешенный по числу циклов период цикличности по 30 рассматриваемым скважинам составил 4,27 года (классический период), в том числе по объектам 1, 1+2, 2, 2+1 соответственно 4,242, 4,486, 4,125 и 4,402 года. Максимальное отклонение продолжительности периода от средней его величины (по объектам) составило ±3,2%. Продолжительность периода цикла увеличивается с 3,4 лет в 1990 г. до 4,7 лет в 1994 г., а затем уменьшается до 2,8 лет в 1998 г. Эти результаты полностью соответствуют внешним циклическим воздействиям на земную кору (см. ранее), а также периодам циклов колебания пластовых давлений и температур, определенных по фактическим данным по скважинам АГКМ.
Графики зависимостей средней продолжительности периода цикла от средней временной координаты для АГКМ и КНГКМ (см. рис. 2) по характеру совпадают. Также близки минимальные периоды циклов — 2,35 года и 2,65 года. Расхождения наблюдаются в средней и максимальной длительностях периода цикла и продолжительности временного отрезка между двумя минимальными периодами цикла. Эти расхождения составляют (первая цифра дана для АГКМ) соответственно: 6,10 лет и 4,29 года, 8 лет и 4,5 года, 18,8 и 9,1 лет. Два последних сочетания соответствуют друг другу. Здесь цикл 18,8 лет на АГКМ в 2 раза длиннее, чем на КНГКМ (9,1 лет), и максимальный
Рис. 3. Динамика плотности смеси по скважинам 102, 146 (1-й объект),
126 (1-й + 2-й объекты), 152 (2-й объект), 324 (2-й + 3-й объекты) КНГКМ
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 32
21. 08. 2015 9: 59:30
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
33
Таблица 3
Обобщенные результаты определения временных координат экстремальных точек
динамики плотности смеси по скважинам КНГКМ, количество лет
№ экстремальной точки (вид экстремума) Координата Средняя координата экстремальной Средняя продолжительность
экстремальной точки точки (количество измерений) периода
1-й объект — 10 скважин (от 10 до 23 измерений)
1 (max) 85,63 85,63 (1) —
2 (min) 85,62−88,33 86,68 (6) —
3 (max) 87,32−91,95 88,87 (5) 4,176
4 (min) 88,3−92,37 90,25 (6) 2,771
5 (max) 91,72−93,98 92,74 (7) 4,967
6 (min) 93,23−96,86 95,46 (8) 5,445
7 (max) 94,43−98,67 97,01 (7) 3,111
8 (min) 97,20−98,98 98,25 (3) 2,479
Диапазон длительности периодов 3,94−5,14 Число циклов 0,5−3,0 Средняя продолжительность периода: 4,314* и 4,242**
1-й + 2-й объекты — 5 скважин (от 17 до 21 измерений)
1 (max) — - -
2 (min) 86,45 86,45 (1) —
3 (max) 88,23−89,16 88,69 (2) —
4 (min) 89,47−91,25 90,36 (3) 3,337
5 (max) 90,82−93,26 92,34 (3) 3,961
6 (min) 92,66−95,63 94,50 (5) 4,318
7 (max) 96,68−97,72 97,29 (4) 5,586
8 (min) 98,83−99,22 99,02 (3) 3,457
Диапазон длительности периодов 4,09−6,32 Число циклов 0,5−2,5 Средняя продолжительность периода: 4,688* и 4,406**
2-й объект — 7 скважин (от 15 до 24 измерений)
1 (max) — - -
2 (min) 87,8 87,80 (1) —
3 (max) 87,67−89,35 88,51 (2) —
4 (min) 89,22−91,86 90,54 (2) 4,060
5 (max) 91,95−93,53 91,93 (3) 2,774
6 (min) 93,55−96,02 94,53 (7) 5,208
7 (max) 95,48−98,43 96,93 (7) 4,796
8 (min) 97,10−99,60 98,51 (5) 3,166
Диапазон длительности периодов 3,50−6,90 Число циклов 0,5−3,0 Средняя продолжительность периода: 4,535* и 4,125**
2-й + 3-й объекты — 8 скважин (от 14 до 27 измерений)
1 (max) — - -
2 (min) — - -
3 (max) — - -
4 (min) 89,93−92,50 90,94 (3) —
5 (max) 90,57−95,10 93,05 (7) 4,214
6 (min) 92,85−96,63 95,40 (5) 4,708
7 (max) 96,03−98,02 97,03 (6) 3,258
8 (min) 98,17 98,17 (1) 2,274
Диапазон длительности периодов 3,57−6,28 Число циклов 0,5−1,5 Средняя продолжительность периода: 4,629* и 4,402**
По всем объектам — 30 скважин
1 (max) 85,63 85,63 (1) —
2 (min) 85,62−88,33 86,79 (8) —
3 (max) 87,32−91,95 88,75 (9) 3,914
4 (min) 88,30−92,50 90,47 (14) 3,432
5 (max) 90,57−93,98 92,67 (20) 4,402
6 (min) 92,66−96,86 95,00 (25) 4,662
7 (max) 94,43−98,67 97,04 (24) 4,088
8 (min) 97,10−99,60 98,45 (12) 2,810
Диапазон длительности периодов 3,50−6,90 Число циклов 0,5−3,0 Средняя продолжительность периода: 4,512* и 4,269**
Примечание: отсчет времени начинается с 1900 г.- * среднеарифметическое-
** средневзвешенное по числу циклов.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 33
21. 08. 2015 9: 59:30
34
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 4
Средние относительные плотности смеси по 30 скважинам КНГКМ
и амплитуды их колебаний
Объект (число скважин) Плотность смеси
тип показателя средняя относительная плотность (по воздуху) амплитуда колебаний плотности
абс. ед. %
1-й (10 скв.) Диапазон значений 0,8893−1,0166 ±0,0526… ±0,0967 ±5,36… ±9,87
Среднее значение 0,9833 ±0,0756 ±7,68
1-й + 2-й (5 скв.) Диапазон значений 1,0075−1,0922 ±0,0315… ±0,9 668 ±2,87… ±9,55
Среднее значение 1,0351 ±0,0729 ±7,11
2-й (7 скв.) Диапазон значений 1,0999−1,1485 ±0,0255… ±0,0737 ±2,35… ±6,91
Среднее значение 1,1089 ±0,0588 ±5,31
2-й + 3-й (8 скв.) Диапазон значений 1,1064−1,1472 ±0,0470… ±0,1084 ±4,19… ±9,70
Среднее значение 1,1287 ±0,0655 ±5,82
По 30 скв. Диапазон значений 0,8893−1,1485 ±0,0255… ±0,1084 ±2,35… ±9,87
Среднее значение 1,0600 ±0,0685 ±6,54
период цикла тоже больше — почти в 2 раза (в 1,8 раза). В связи с этим и средний период цикла на АГКМ (6,10 лет) больше, чем на КНГКМ (4,29 года), в 1,4 раза.
В табл. 4 по рассматриваемым 30 скважинам КНГКМ приведены средние значения плотности смеси и амплитуды их колебаний. Средняя амплитуда колебаний плотности составила по абсолютной величине ±0,0685 абс. ед., в относительных показателях ±6,54%, в том числе по объектам 1-му, (1-му + 2-му), 2-му, (2-му + 3-му) соответственно 7,68- 7,11- 5,31 и 5,82%: отклонение от средней амплитуды составляет ±18%, или от относительной средней плотности ±0,8%. Считаем, что амплитуда колебаний плотности не зависит от объекта эксплуатации, то есть от глубины рабочего интервала скважины. Наблюдаемые колебания средних амплитуд связаны с погрешностью расчетов, в том числе с ограниченным и разным количеством рассматриваемых скважин. Средняя амплитуда колебаний плотности по скважинам КНГКМ выше, чем на АГКМ, по абсолютной величине на 23,4%, по относительной — на 20,9%.
Если при обработке первичных данных исследования скважин КНГКМ на продуктивность не учитывать цикличность плотности смеси, то
при расчете депрессией на пласт ошибка составит: для высокопродуктивных скважин по 1-му объекту — 50%, по совокупности 2-го и 3-го объектов — 62%- для низкодебитных скважин по 1-му объекту — 6%, по совокупности 2-го и 3-го объектов — 8%.
***
При притоке многокомпонентной смеси из низкопроницаемого резконеоднородного карбонатного коллектора в скважину плотность поступившей смеси циклически колеблется около своего среднего тренда с определенной амплитудой.
Периоды колебаний плотности смеси полностью соответствуют известным периодам циклов внешних воздействий на земную кору. Средний цикл колебаний плотности смеси по 30 скважинам КНГКМ составил 4,29 года (соответствует периоду главной деформационной волны — 4,333 года). При этом взаимно подтверждаются определенные ранее периоды колебаний пластового давления и температуры по АГКМ — в среднем 4,26 года. По Астраханскому месторождению согласуются периоды колебаний значений плотности и дебита (6,1−6,5 лет).
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 34
21. 08. 2015 9: 59:30
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
35
Амплитуды отклонений значений плотности от ее средней величины составляют в среднем ±5,4% для АГКМ и ±6,5% для КНГКМ, максимально достигая соответственно ±6,7% и ±9,9%. При обработке результатов исследования скважин на стационарных режимах фильтрации без учета цикличности измене-
ния плотности ошибки в расчете депрессии на пласт могут быть существенными, достигая по отдельным скважинам более 60%. При расчете депрессий с учетом цикличности изменения плотности смеси дисперсия точек на графике зависимости депрессии от дебита сокращается в 2 раза.
Список литературы
1. Горбунов В. Е. О свойствах смесей флюидов: обз. информ / В. Е. Горбунов. — М.: ВНИИЭгазпром, 1990. — 70 с. — (Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).
2. Петров Г. В. Фильтрация газожидкостных систем при разработке низкопроницаемых пластов с предельным градиентом давления: дис. … канд. тех. наук / Г. В. Петров. — М.: ВНИИГАЗ, Коми филиал, 1985. — 141 с.
3. Стальнов В. Ю. Космопланетарные циклы в метеорологии / В. Ю. Стальнов // Геоинформатика. — 1997. — № 1. — С. 58−60.
4. Чельцов В. Н. Модель обводнения залежи и продукции скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах / В. Н. Чельцов, М. И. Микляев, Т. В. Чельцова // Геология нефти и газа. — 2009. — № 3. — С. 37−64.
5. Чельцов В. Н. Виброгеодинамическая причина цикличности динамики пластовых давлений в простаивающих скважинах /
B. Н. Чельцов, М. И. Микляев, Т.В. Чельцова- под ред. В. А. Скоробогатова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. — № 3 (8). -
C. 145−150.
6. Чельцов В. Н. Особенности динамики обводнения продукции скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах / В. Н. Чельцов, Т. В. Чельцова // Геология нефти и газа. -2009. — № 5. — С. 38−43.
7. Чельцов В. Н. Виброгеодинамическая цикличность пластовых температур
в простаивающих скважинах / В. Н. Чельцов,
М. И. Микляев, Т. В. Чельцова и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -№ 5 (16). — С. 231−237.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 35
21. 08. 2015 9: 59:30

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой