СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СОВМЕСТНО РАБОТАЮЩИХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения.

Известен принятый за прототип способ определения фильтрационных коэффициентов путем построения индикаторной линии по координатам

и (где и - забойные давления соответственно на первом и втором установившихся режимах работы скважины, МПа; Q₁ и Q₂ - дебиты газа соответственно на первом и втором установившихся режимах работы скважины, тыс.м³/сут), которая точно воспроизводит стандартную индикаторную линию, построенную по координатам (где р_пл и р_з - соответственно пластовое и забойное давления, МПа; Q - дебит газовой скважины, тыс.м³/сут) и Q, и последующего расчета пластового давления как (см. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980 г., стр.122). Авторы указанного способа подчеркивают, что этот способ позволяет определить фильтрационные коэффициенты и пластовое давление каждого совместно работающего пласта, если измерены профили давления и дебита в зоне притока на 5-10 установившихся режимах исследуемой скважины (источник тот же, стр.267).

Недостатком данного способа является его исключительно высокая трудоемкость и стоимость проведения промыслово-геофизических работ и невозможность определить пластовую температуру.

Задачей заявленного изобретения является создание способа, при применении которого нивелируются недостатки прототипа.

Технический результат при применении заявленного способа проявляется в повышении точности определения пластового давления и фильтрационных коэффициентов совместно работающих газовых пластов при сокращении количества исследований на скважинах, а также в обеспечении определения пластовой температуры каждого из работающих газовых пластов.

Поставленная задача и технический результат при осуществлении способа определения основных параметров совместно работающих газовых пластов, включающего измерение посредством геофизического оборудования профилей давления и дебита в зоне притока на установившемся режиме работы скважины и обработку результатов измерений, решается и достигается тем, что на установившемся режиме одновременно с измерением профилей давления и дебита в зоне притока дополнительно измеряют профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°C) из каждого работающего газового пласта и фиксируют забойное давление р_з1 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта, после чего скважину переводят на второй установившийся по профилям давления и дебита режим, измеряют эти профили и профиль температуры, определяют температуру поступающего в ствол скважины газа (°C) из каждого работающего газового пласта, фиксируют забойное давление р_з2 (МПа) на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε₁ (°С/МПа) для первого установившегося режима каждого работающего газового пласта, как:

затем скважину выдерживают на втором установившемся режиме в течение одного - трех месяцев, снова измеряют профили температуры, давления и дебита, определяют (°C), фиксируют р_з2 (МПа) и скважину переводят на третий режим, установившийся по профилям давления и дебита, измеряют эти профили и профиль температуры, рассчитывают значения (°C), фиксируют р_з3 (МПа) и определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε₂ (°С/МПа) для второго установившегося режима каждого работающего газового пласта, как:

после чего пластовое давление р_пл (МПа) каждого работающего газового пласта определяют, как:

пластовую температуру t_пл (°C) каждого работающего газового пласта определяют, как:

а фильтрационные коэффициенты определяют по известным формулам при известных р_пл (МПа), р_з (МПа), Q₁ (тыс.м³/сут) и Q₂ (тыс.м₃/сут), а именно:

и

Предлагаемый способ определения р_пл (МПа), t_пл (°С), а и b каждого из совместно работающих пластов базируется на следующих известных теоретических положениях:

1. Температура поступающего в ствол скважины газа из пласта t* определяется из уравнения калориметрического смешивания, как (Гергедава Ш.К., Пантелеев Г.Ф., Левитский К.О., Кременецкий М.И. и Ипатов А.И. «Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами», М., 1991 г., стр.21):

где Q_прит - дебит притока из пласта в ствол скважины, тыс.м³/сут;

t_под, Q_под - температура (°С) и дебит (тыс.м³/сут) газа, подходящего по стволу скважины к интервалу притока;

t_cм, Q_cм - температура (°С) и дебит (тыс.м³/сут) смеси газа после интервала притока (предполагается, что теплоемкости подходящего газа и газа из пласта практически одинаковы, интервалы притока и дренирования совпадают и не перекрыты насосно-компрессорными трубами).

2. Разность между пластовой температурой t_пл (°C) и температурой поступающего в ствол скважины газа t^* (°С) зависит от депрессии (р_пл-р_з) и ε (°С/МПа) - эффективного коэффициента Джоуля-Томсона (источник тот же, стр.20):

где

D_i - коэффициент Джоуля-Томсона для системы без теплообмена с окружающей средой, °С/МПа;

Q - дебит газа на установившемся режиме, тыс.м³/сут;

С_р - объемная теплоемкость газа, Дж/м³°С;

τ - время работы скважины на данном установившемся режиме, сут;

C_h - объемная теплоемкость пород-коллекторов, Дж/м³°С;

h - толщина дренируемого пласта, м;

R_к - радиус контура питания скважины, м;

R_c - радиус скважины, м.

Представим уравнение (2) для случая, когда скважина переводится с первоначального установившегося режима на второй режим, установившийся по профилям давления и дебита в зоне притока, в виде:

откуда:

Очевидно, что непосредственное использование уравнения (5) невозможно, поскольку неизвестно изменение (°С) во времени. В то же время предварительные расчеты по уравнению (3) показывают, что при переводе скважины с первого установившегося режима на второй значение d в течение нескольких часов практически не меняется (не более чем на 1% за 12 часов), т.е. ε₁-ε₂~0.

Тогда из (5) следует:

Аналогичный результат получается при представлении уравнения (2) для рассматриваемого случая в виде:

откуда:

и при ε₁-ε₂~0 из (9) получаем:

Уравнение (7) имеет ключевой характер, поскольку впервые позволяет определить текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в дренируемом пласте по результатам измерения забойных параметров в зоне притока и решить ряд фундаментальных задач промысловой геофизики.

В частности, согласно уравнению (7) для определения текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в дренируемом на установившемся режиме пласте измеряют профили дебита, давления и температуры в зоне притока, рассчитывают (°C) по (1), фиксируют значение р_з1 (МПа), после чего переводят скважину на режим, например, пониженного отбора, установившегося по профилям дебита и давления, измеряют эти профили одновременно с текущим профилем температуры, рассчитывают (°С) и фиксируют р_з2 (МПа), после чего рассчитывают эффективный коэффициент Джоуля-Томсона ε₁, по (7), как:

Уравнение (7) позволяет определить так же и ε₂, но только после выстойки скважины на втором режиме не менее 1-3 месяцев, когда разность (ε₁-ε₂) достигнет величины хотя бы 10-20% от ε₁, что дает возможность рассчитать р_пл (МПа) по (5) и t_пл (°С) по (9) с допустимой погрешностью. Для этого, после достаточной выстойки скважины на втором режиме, замеряют (°С) и р_з2 (МПа), скважину переводят на третий режим, например, восстанавливают первоначальный, и замеряют (°C) и р_з3 (МПа), после чего рассчитывают текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε₂ как:

при условии, что (τ₃-τ₂)≤12 часов.

Для исследования изменений текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона во времени, то есть, фактически, экспериментальной проверки уравнения (3), возвращают скважину на второй установившийся режим, после достаточной выстойки (τ₄-τ₀) повторяют замеры (°C) и р_з2 (МПа), переводят скважину на четвертый установившийся режим, замеряют (°C) и р_з4 (МПа) и рассчитывают текущее значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε₂, как:

при условии, что (τ₅-τ₄)≤12 часов.

Следует отметить, что хотя изменение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона ε₂ во времени приводит к изменению знаменателей в уравнениях (5) и (9), численные значения р_пл (МПа) и t_пл (°C) при этом остаются неизменными за счет соответствующих изменений ε₂ и в числителях этих уравнений. Очевидным ограничением предельно допустимого времени выстойки скважины на втором установившемся режиме является время естественного падения р_пл (МПа) в процессе разработки данного месторождения в пределах 1-2% от р_пл(τ0) (МПа).

После определения р_пл (МПа) по уравнению (5) значения фильтрационных коэффициентов а и b находят из системы известных уравнений для первого и второго установившихся режимов работы скважины:

по известным формулам:

Недостатком предлагаемого способа определения р_пл (МПа), t_пл (°C), а и b каждого из совместно работающих газовых пластов является длительность выстойки скважины на втором установившемся режиме, достигающая трех месяцев. Однако рассчитано, что суммарные затраты на недобор газа и проведение всего двух минимально необходимых комплексов промыслово-геофизических исследований не превысят затраты на проведение десяти таких комплексов, включающих недобор газа при изменении дебита в широких пределах для построения индикаторных линий в осях (р_з1-р_з2)/(Q₂-Q₁) и (Q₁+Q₂). В то же время значимость предлагаемого способа не вызывает сомнений, поскольку он, в сущности, открывает новое направление исследований в промысловой геофизике, включающее экспериментальное определение текущего значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в пласте, его эволюцию во времени для газовых пластов, работающих на установившемся режиме, определение пластового давления и фильтрационных коэффициентов этих пластов и, наконец, нахождение ранее недоступной достоверному определению пластовой температуры. В качестве примера технической реализации предлагаемого способа рассмотрим использование уравнений (5), (7) и (9) на математической модели установившегося отбора газа, поскольку реальный эксперимент с переходом с первого на второй режимы с последующей выстойкой скважины не проводился. Предположим, что известны основные параметры: р_пл=14,715 (МПа); t_пл=80°С; а=0,115; b=0,003; Q₁=100 тыс.м³/сут; Q₂=50 тыс.м³/сут; ε₁=3,058°С/МПа; ε₂=2,548°С/МПа, то есть можно рассчитать производные параметры, доступные измерению посредством геофизического оборудования при проведении стандартного комплекса промыслово-геофизических исследований:

;

;

;

;

;

Используя только эти параметры, находим:

;

Итак, теоретически показано, что при нетрадиционной компоновке известных уравнений падения температуры в дренируемом пласте в зависимости от депрессии для двух установившихся режимов скважины можно выразить пластовое давление и температуру как функции забойного давления, температуры притекающего из пласта в ствол скважины газа и разности текущих значений эффективного коэффициента Джоуля-Томсона в пласте на обоих режимах, причем каждый из коэффициентов легко определяется как функция указанных параметров, если учесть высокую инерционность этого коэффициента во времени. При этом предложена последовательность скважинных измерений профилей давления, дебита и температуры в зоне притока исследуемой скважины, рекомендовано необходимое время выстойки скважины на втором установившемся режиме и даны расчетные формулы для определения пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов каждого из совместно работающих (дренируемых) пластов.