Продолжительность периода постоянных годовых отборов по рекомендуемому варианту составляла 11 лет. Ввод ДКС предусматривался на второй год разработки. Система сбора газа коллекторная с подключением в один коллектор от шести до девяти скважин. Диаметр газосборных коллекторов 219 - 426 мм.

Данные решения были утверждены рабочей Комиссией по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ РАО «Газпром» (протокол №17/95 от 28.11.95г.). В 1996г. институтом в связи с необходимостью обеспечения добычи газа в период пиковых нагрузок были составлены дополнения к проекту с обоснованием дополнительного бурения шести эксплуатационных скважин. Дополнения были утверждены той же Комиссией (протокол №8-Р/96 от 10.04.96г.).

В 1998г. с учетом всех дополнительных данных, полученных по итогам геолого-разведочных работ, Западно-Сибирским геологическим научно-аналитическим центром (ЗапСибГеоНАЦ)произведен пересчет запасов газа сеноманских залежей Губкинского месторождения. Начальные балансовые запасы свободного газа утверждены в объеме 399081 млн.м3, в т.ч. 346711 млн.м3 по южному участку и 52370 млн.м3 по северному (Протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г.).

Результаты эксплуатационного бурения, промысловые исследования и изучение добывных возможностей скважин в начальный период эксплуатации выявили резервы производительности промысла. В частности, продуктивные характеристики скважин оказались значительно выше проектных. Так, если при проектной депрессии0,344 МПа проектом предусматривались дебиты порядка 500 тыс.м3/сут, то фактические дебиты в пусковой период характеризовались величиной в среднем 648 тыс.м3/сут при средней депрессии 0,097 МПа. В связи с этим, в 2001 г. ТюменНИИгипрогазом в рамках «Корректив к Проекту разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения» проведено оперативное уточнение технологических показателей разработки сеноманской газовой залежи и составлены «Технико-экономические предложения по разработке сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на 2001-2003 гг.» (ТЭП). Последние были утверждены Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр (протокол № 37-р/2001 от 9 июля 2001 г.). Основные положения ТЭП легли в основу дальнейших технологических и технико-экономических расчетов.

На 01.01.2008 основные показатели: годовой отбор газа - 8,7 млрд.м3; количество скважин - 64; средний дебит - 640 тыс.м3/сут; текущая депрессия - 0,223 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.

2.2 Анализ результатов исследований скважин

2.2.1 Результаты исследований разведочных скважин

В пределах контура сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения пробурено свыше 80 поисковых и разведочных скважин. Из них освоено и опробовано на сеноман 24. По большинству из них получены дебиты газа порядка 500-800 тыс.м3/сут при депрессиях на пласт 0,2-0,5 МПа (табл. 7) Гидродинамическое несовершенство разведочных скважин по степени и характеру вскрытия пласта существенно затрудняет оценку их продуктивности. Только в двух скважинах (12 и 20) вскрыта вся эффективная толщина пласта, а по остальным скважинам процент вскрытия эффективных толщин составляет 1,6-74,6%.

Максимальные дебиты газа 940 и 867 тыс.м3/сут. получены в скважинах 24 и 25 при депрессиях на пласт соответственно 0,18 и 0,52 МПа. Вскрытая толщина в скважине 24 составила 51 м, в скважине 25 - 1,5 м. Самая низкая производительность получена в скважине 7, по которой максимальный дебит составил 112 тыс.м3/сут. при депрессии на пласт 4,94 МПа. Низкая продуктивность отмечена также в скважинах 27 и 28, то есть по трем из 24 разведочных скважин продуктивность значительно хуже, чем в среднем по газовой залежи.

При первичном обосновании средних коэффициентов фильтрационного сопротивления по разведочным скважинам для проектных расчетов принималось во внимание следующее: 1.Не представительны результаты исследований разведочных скважин 7, 27, 28. 2.Объем исследований на северном участке (три скважины) недостаточен для достоверного обоснования фильтрационных характеристик, поэтому при осреднении коэффициентов учтены скважины 12, 17, 20, 28, находящиеся на границе северного и южного участков и имеющие сходные литологофизические характеристики с северным участком. 3.Результаты исследований скважин

Таблица 7 Результаты исследования разведочных скважин Губкинского месторождения

NN скв.	Дата испытания	Интервал перфорации	hэф, общ., м	hэф, вскр., м	% вскр.	Рст, кг/см2	Рпл, кг/см2	Qмакс, тыс.м3 в сут.	dшайбы, макс, мм	^Pмакс, кг/см2	а	в	Qа.с., тыс.м3 в сут	kh/m, дм/спз	К, дарси
5	май.66	766-771	33	13,5	53,6	71,63	76,14	539	31,69	1,81	0,23	0,00036	3706	1920	1
		734-741
		749-762
7	янв.66	720-730	50	10	21,9	73,05	77,52	90	14,4	39,04	6	0,44	110	105	0,05
7	сен.66	707-730	50	18	39,5	73,43	77,85	112	25,58	50,37	3,6	0,395	118	146	0,07
8	авг.66	715-730	46,6	12	29,4	73,55	77,98	701	34,78	3,49	0,55	0,00029	3728	1080	0,44
9	июн.66	796-772	28	3	12,3	71,87	76,37	867	34,9	5,61	0,53	0,00047	3000	4814	2,6
12	апр.67	772-782	10,4	6	100	73,2	78,56	98	9,51	3,13	0,7	0,043	371	567	1,25
13	апр.67	777-787	23,6	6,8	37	73,67	78,3	580	25,4	2,71	0,55	0,00028	3799	762	1,14
15	окт.66	767-777	20,2	7	34,6	73,43	78,41	661	34,78	1,85	0,31	0,00018	5015	2101	1,37
17	июл.66	765-770	24,2	5	21,2	75,56	78,26	716	34,78	2,39	0,345	0,00023	4566	2449	1,37
20	фев.67	778-783	19,4	8,2	100	73,15	77,73	163	19,7	1,23	0,75	0,0025	1412	529	0,85
		790-794
21	апр.67	750,0-753,0	17,6	3	17,6	74,53	79,04	772	28,6	2,76	0,4	0,0002	4680	2859	2,22
22	апр.67	739,5-744,5	28	5	33,6	74,76	79,19	608	25,4	0,95	0,1	0,00024	4907	7720	4,8
4	апр.66	672-736	84,4	45,5	63,1	70,54	74,73	940	34,78	1,85	0,13	0,00017	5361	3397	0,73
25	май.71	700-701,5	94	1,5	1,6	72	77,53	867	28,2	5,26	0,68	0,00026	3690	1845	1,28
27	фев.67	775-780	28	5	21,4	73,43	78,13	271	25,4	34,64	1,5	0,051	332	557	0,31
28	окт.66	771-781	17,8	10	74,6	74,15	79,01	235	20,7	12,89	1,35	0,021	514	315	0,32
30	мар.67	758-765	31	14	46,4	73,4	77,97	234	19	7,08	1,1	0,016	583	477	0,23
36	май.67	770-776	24,4	4	22,2	73,23	77,78	547	25,4	3,2	0,52	0,00068	2625	1252	1,18
37	июл.67	763-771	26,4	8	39,2	74,28	78,97	579	25,4	8,14	1,22	0,0014	1718	424	0,4
601	мар.06		51,8								13,4	0,122
72	июн.07	736-752									7	0,075	456	71,3	0,106
76	апр.08	766-770									5,35	0,0028	800	7,9	0,03
	Среднее		35,4	9,8	40,5	73,32	77,87	504	26,23	9,92	2,105	0,0533	2452	1590	1,04

72, 76 (северный участок) не представительны из-за наличия технической колонны, перекрывающей сеноманский продуктивный горизонт.

Исходя из этих условий, коэффициенты фильтрационного сопротивления для южного участка рассчитывались по материалам 14 разведочных скважин, северного и центрального - 8 скважин. Средние взвешенные фильтрационные коэффициенты составили:

- для южного участка: а = 0,426 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00622 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2; - для северного участка: а = 0,704 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,0085 х 10-2(МПа сут/тыс.м3)2;

Средняя величина вскрытой толщины для обоих участков равна 7,5 м. Очевидно, этим и объясняются близкие значения коэффициентов фильтрационного сопротивления на южном и северном участках.

На основе обработки результатов исследований разведочных скважин для южного участка при средней перфорированной толщине 20м в первом проекте были приняты следующие фильтрационные коэффициенты: а = 0,196 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00169 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

По данным глубинных замеров и по пересчету статических давлений пластовые давления по скважинам изменяются от 7,32 МПа (скв.1) до 7,76 МПа (скв.22). В среднем по залежи пластовое давление составляет 7,54 МПа, расхождение в статических давлениях по скважинам объясняется или технологией замеров, или неполным восстановлением статического давления при его замере. Пластовая температура равна 21оС.

Специальных исследований по выносу породы и определению предельно допустимых депрессий и дебитов по разведочным скважинам не проводилось. Однако по ряду скважин (7, 1, 27) в процессе отработки на режимах, независимо от дебитов и депрессий, отмечалось скопление в породоуловителях мелкой песчаной фракции в небольших количествах (до 40 см3). Тем не менее, такие кратковременные явления не следует рассматривать как показатель разрушения коллектора призабойной зоны. Скорее всего, это вполне закономерное явление самоочистки ствола скважины и пласта в интервале перфорации.

В процессе освоения разведочных скважин установлено, что основным фактором, осложняющим работу скважин, является интенсивное гидратообразование почти на всех режимах в период освоения. Однако закачка горячего раствора хлористого кальция способствует довольно быстрому выведению скважин на безгидратный режим работы. 2.2.2. Результаты исследований эксплуатационных скважин

Бурение проектного фонда скважин началось 4.08.1998 г (скв.1211) на кустовой площадке № 21 Южного участка месторождения. В промышленную эксплуатацию залежь запущена в июле 1999 г. В настоящее время разбурен и исследован весь фонд добывающих скважин - 74 единицы.

По состоянию на 1.01.07 г. на месторождении проведены первичные газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации в 74 эксплуатационных скважинах, в том числе по годам: 2005г. - 3 скважины, 2006г. - 59 скважин, 2007г. - 12 скважин.

В 2006 г. выполнены повторные газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации в 21 эксплуатационной скважине, в 2007 г. - в 23 эксплуатационных скважинах.

Газодинамические исследования проводились по стандартной методике на 6-8 стационарных режимах фильтрации с замерами основных рабочих параметров на ДИКТе-100. Расчет забойного давления проводился по неподвижному столбу газа в затрубном пространстве. Замеры устьевых давлений проводились образцовыми манометрами класса 0,4 с диапазоном измерения 0 - 100 кгс/см2. Пластовое давление при исследовании скважин определялось по устьевому статическому давлению.

При обработке данных исследования скважин, для каждого режима рассчитывалась скорость движения газа у башмака НКТ, определялись коэффициенты гидравлического сопротивления труб. Для каждой скважины определялись свободный и абсолютно-свободный дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления и коэффициент проницаемости призабойной зоны.

Вскрытая мощность по скважинам изменяется от 11 до 49 м, составляя в среднем 27,6м.

При исследовании скважин выноса породы даже в диапазоне максимальных дебитов не отмечалось.

Газодинамические исследования эксплуатационного фонда подтвердили высокую продуктивность эксплуатационных скважин.

Фильтрационные коэффициенты по результатам первичных газодинамических исследований 74 эксплуатационных скважин изменяются: а : от 0,0397 х 10-2 (скв. 1183) до 1,2752 х 10-2 (скв.1172) МПа2 сут/тыс.м3; в : от 0,000006 х 10-2 (скв.1071) до 0, 00068 х 10-2 (скв.1092) (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя арифметическая величина фильтрационных коэффициентов: а = 0,2340 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000113 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средние взвешенные по дебиту величины фильтрационных коэффициентов составили: а = 0,1626 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,0000675 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя величина коэффициента проницаемости по данным газодинамических исследований составила 0,582 мкм2. Случаев гидратообразования по стволу и на устьях скважин при проведении исследований не наблюдалось.

Результаты повторных газодинамических исследований подтвердили значения фильтрационных коэффициентов, полученных при первичных исследованиях. Средние величины фильтрационных коэффициентов по результатам повторных исследований скважин в 2001 году составили: а = 0,2833 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000204 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Средняя величина коэффициента проницаемости по данным газодинамических исследований составила 0,603 мкм2. Средние взвешенные по дебиту величины фильтрационных коэффициентов по результатам повторных исследований данной группы скважин составили: а = 0,1720 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,00114 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

Таким образом, фактическая продуктивность пробуренных эксплуатационных скважин оказалась значительно выше проектной. Хотя коэффициент «а» больше принятого в проекте в 1,2 раза, коэффициент «в» меньше в 25 раз. Одной из главных причин этого являются вскрытие перфорацией большего интервала продуктивного разреза в 1,4 раза.

2.2.3 Анализ текущего состояния эксплуатации газовой залежи

Месторождение введено в разработку 27 июля 1999 г. пуском в эксплуатацию 21 скважины По состоянию на 01.01.2006 г. из месторождения (с учетом 25,408 млн.м3 газа, добытого для ОАО «Пурнефтегазгеология» -скважина Р-22 на Южном участке месторождения и 21,841 млн.м3 для ООО СП «Геойлбент» - скважина Р-76 на Северном участке) отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных утвержденных ЦКЗ балансовых запасов газа (399,081 млрд.м3) всей залежи и 9,61% от начальных балансовых запасов газа южного участка (346,711 млрд.м3).

На 1.01.2007г. показатели разработки и работы промысла характеризуются следующими величинами: накопленная добыча газа - 33,308 млрд.м3; добыча газа за 2007г. - 15,286 млрд.м3; -фонд скважин: 85; эксплуатационных - 74; в т.ч. действующих - 74; наблюдательных - 9; поглощающих - 2; -среднее текущее пластовое давление на Южном участке месторождения - 6,85 МПа; - средняя депрессия на пласт - 0,102 МПа; -средние потери давления в скважине - 0,88 МПа; -среднее устьевое давление - 5,97 МПа; -средние потери в шлейфах - 0,16 МПа; -давление на узле входа в УКПГ - 5,81 МПа; -средние температуры: на устье - 13,3 0С; в узле входа в УКПГ - 7,1 0С.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в динамике за 3 года приведено в таблице 8.

Таблица 8 Проектные и фактические показатели работы газовых скважин Губкинского месторождения

Показатели	2006 год	2007 год	2008 год
	Проект	Факт на 31.12.2006г.	Соотношение факт/проект, %	Проект	Факт на 31.12.2007г.	Соотношение факт/проект, %	Проект.	Факт на 31.12.2008г.	Соотношение факт/проект, %
Годовой отбор, млрд.м3	3,9	3,927	100,7	9,1	14,055	154,5	15,0	15,29	101,9
Суммарный отбор, млрд.м3	3,9	3,955	101,4	13,00	18,019	146,3	32,96	33,26	100,9
Пластовое давление в зоне размещения скважин, МПа	7,53	7,42	99,9	7,32	7,23	99,6	6,94	6,85	98,7
Давление на устье, МПа	6,33	6,41	101,3	5,99	6,42	107,2	5,91	5,97	101,0
Средний дебит скважины, тыс.м3/сут	500,0	648	129,6	500,0	554,0	110,8	566	569	100,5
Количество эксплуатационных скважин,ед.	22	57	159,0	51	74	145,0	74	74	100,0
Депрессия на пласт, МПа	0,344	0,097	28,2	0,362	0,088	24,3	0,088	0,102	115,9
Потери давления от пласта до устья, МПа	1,20	1,01	84,2	1,33	0,81	60,9	1,03	0,88	85,4

Из сопоставления фактических и проектных показателей разработки за весь период разработки видно, что годовой и суммарный отборы газа практически соответствует последним проектным решениям. Фактически не отличаются от проектных и остальные показатели за исключением депрессии на пласт (выше на 15,9%) и потерь давления в столе скважин (ниже на 14,6%). В первый год эксплуатации было выявлено, что фактическая продуктивность скважин выше предусмотренной проектом. Достигнутые дебиты скважин в 1999 г. составили 648 тыс.м3/сут и превысили проектные на 30%. Депрессия на пласт на пласт оказалась почти на в 3,5 раза меньше проектной. С учетом этих факторов на второй год разработки в 2000 г. годовая добыча газа превысила проектную величину в полтора раза и промысел был практически выведен на максимальную загрузку при вводе в эксплуатацию 74 скважин.

Оператавная корректировка технологических показателей, выполненная в 2007 г., позволила обосновать увеличение уровней годовой добычи с южного участка залежи до 15 млрд.м3 и рабочих дебитов до 566 тыс.м3/сут. Фактически за 2007 г. было добыто 15,29 млрд.м3, что на 2% выше запланированного.

2.2.4 Характеристика фонда скважин

Разбуривание Губкинского месторождения велось наклонно-направленными скважинами, сгруппированными в 25 кустов по 2-3 скважины в кусте. Расстояние между устьями эксплуатационных скважин в кусте 40 м, расстояние между кустами скважин 800-1200 м. Горизонтальное смещение стволов скважин от вертикали на кровлю продуктивного пласта в целом соответствует проектному (200м) и фактически составляет 161-251 м.

Всего из предусмотренных «Проектом…» и «Дополнениями…» к нему, выпущенными ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 1995 г. предусматривалось бурение 79 эксплуатационных скважин на южном участке. На балансе предприятия ЗАО “Пургаз” по состоянию на 01.01.2006г. числилось 79 скважин, в том числе 74 эксплуатационных, 3 наблюдательные и 2 поглощающие.

По количеству эксплуатационных скважин южный участок практически выведен на предлагаемый проектом уровень (73 скважины) и реализована часть Дополнений к проекту (1 скважина). Анализ фактических показателей разработки месторождения и продуктивности скважин позволил пересмотреть ранее принятые проектные решения на предмет уменьшения количества эксплуатационных скважин и отказаться от дальнейшего разбуривания южного участка месторождения. Основанием для последнего может служить то, что геолого- технические параметры призабойной зоны скважин по факту оказались значительно лучше предполагаемых по проекту.

Динамика фонда скважин приведена в таблице 9 и на рис.5. В таблице учтены скважины, переведенные после капремонта и освоения из разведочного фонда в наблюдательные.

Таблица 9 Динамика фонда скважин на Губкинском месторождении

Категория скважин	2004 год	2005 год	2006 год
	I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.	I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.	I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.
Эксплуатационные скважины	3	26	42	58	65	71	74	74	74	74	74	74
Наблюдательные скважины, в т.ч. переведенные из разведочных	0	1	1	2	4	4	9	9	9	9	9	9
Пьезометрические скважины	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Поглощающие скважины	0	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
Дающие продукцию	1	1	36	57	60	71	71	74	74	74	74	74
Остановленные	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Бездействующие	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Ожидающие подключения	2	25	6	1	5	0	3	0	0	0	0	0
В консервации	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Общий фонд скважин	3	29	45	62	71	77	85	85	85	85	85	85

Очередность ввода и количество добывающих скважин на Губкинском месторождении (южный участок

Как видно из материалов рекомендованный эксплуатационный фонд был реализован к ноябрю 2005 г. По состоянию на сегодняшний день на балансе предприятия числится 85 скважин. Из них 74-эксплуатационные, 9-наблюдательные, 2-поглощающие. Все эксплуатационные скважины дают продукцию.

Средние параметры работы скважин в динамике с 30.06.2004 г. по 31.12.2006 г. приведены в табл. 10.

Таблица 10 Изменение параметров разработки Губкинского месторождения с момента пуска

Дата	Действующий фонд скважин ед.	Режим работы скважин	Суммарн.	Средн.
			дебит	дебит
		Рпл МПа	Рбуф. МПа	Рзат. МПа	^Р МПа	Туст. град.С	скважин тыс.м3	скважин
								тыс.м3
30.06.04	1	7,63					7098
31.07.04	21	7,63	6,70	7,09	0,14	13,0	13139	626
31.08.04	30		6,71	7,08		13,0	18635	621
30.09.04	36	7,52	6,50	6,99	0,11	12,7	23457	652
31.10.04	45		6,65	7,01		13,0	27003	600
30.11.04	48		6,46	6,95		11,2	30372	633
31.12.04	57	7,42	6,42	6,93	0,10	12,1	36923	648
31.01.05	57		6,45	6,91		11,6	36002	632
28.02.05	60		6,42	6,88		12,5	35626	594
31.03.05	63	7,37	6,39	6,85	0,11	12,4	39005	619
30.04.05	63		6,39	6,84		12,8	38965	618
31.05.05	63		6,37	6,81		13,1	38493	611
30.06.05	71	7,30	6,44	6,82	0,09	13,8	38170	538
31.07.05	71		6,45	6,82		14,1	38618	544
31.08.05	71		6,43	6,78		14,1	38507	542
30.09.05	71	7,24	6,41	6,77	0,08	13,7	38420	541
31.10.05	74		6,43	6,77		13,4	38691	526
30.11.05	74		6,28	6,72		11,8	39395	532
31.12.05	74	7,24	6,43	6,77	0,09	12,4	41029	554
31.01.06	74		6,27	6,69		12,5	44066	595
28.02.06	74		6,23	6,68		12,5	44056	595
31.03.06	74	7,09	6,19	6,63	0,10	12,1	44101	596
30.04.06	74		6,14	6,58		12,6	43789	592
31.05.06	74		6,17	6,59		12,9	42451	574
30.06.06	74	7,02	6,20	6,57	0,09	14,2	39762	537
31.07.06	74		6,17	6,52		14,0	39288	531
31.08.06	74		6,13	6,50		14,2	39207	530
30.09.06	74	6,93	6,09	6,47	0,10	13,9	40692	550
31.10.06	74		6,03	6,44		13,3	42399	585
30.11.06	74		6,00	6,42		13,4	42423	585
31.12.06	74	6,86	5,98	6,40	0,10	13,3	42399	573

Как следует из таблицы за этот период среднее пластовое давление в на эксплуатационном поле снизилось с 7,63 МПа до 6,86 МПа, устьевое с 6,7 МПа до 5,98 МПа, затрубное с 7,09 МПа до 6,40 МПа. Температура газа на устьях скважин за весь период составляла 11,6-14,20С. Средний дебит уменьшился с 626 тыс.м3/сут до 573 тыс.м3/сут.

2.2.5 Технологические режимы работы скважин

По состоянию на 01.01.2007г. фактические дебиты эксплуатационных скважин изменялись от 385 м3/сут (скв. 1231) до 710 м3/сут (скв.1011) при среднем значении 573 тыс.м3/сут, что практически соответствует проектному (566 тыс.м3/сут). Распределение количества скважин по рабочим дебитам приведено на рисунке 6.

В 2008 г. средний дебит скважин на южном участке месторождения составил 569 тыс.м3/сут. Его вариации в течение всего срока разработки месторождения приведены в таблице (см. табл.10).

Низкая продуктивность скважины 1231 обусловлена сравнительно высокими фильтрационными коэффициентами (в среднем по данным трех исследований 2006 и 2007 гг.): а = 0,7428 х 10-2 МПа2 сут/тыс.м3; в = 0,000734 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2.

Депрессия на пласт по скважинам изменяется от 0,014 (скв.1182) до 0,314 МПа (скв.1081), составляя в среднем 0,099 МПа. Среднее устьевое давление на конец 2007 г. составило 5,97 МПа и обеспечивает бескомпрессорную эксплуатацию промысла.

Устьевая температура работающих скважин изменяется от 10,3С (скв.1043) до 15,6С (скв.1253) при средней величине 13,3С. Температурный режим работы скважин обеспечивает безгидратную работу стволов скважин, а газопроводы системы сбора газа и установка подготовки газа работают в режиме близком к гидратному. Средняя температура входа газа в УКПГ равна 7,1С при среднем давлении входа 5,655 МПа. При данном давлении расчетная температура гидратообразования равна 6,5С. Газопроводы системы сбора газа и установка подготовки газа эксплуатируются в режиме постоянной подачи метанола.

Скорость движения газа у башмака НКТ изменяется от 7,24 м/с до 13,37 м/с, обеспечивая вынос конденсационной воды с забоев скважин.

Значительная часть фонда скважин работает с межколонными газопроявлениями.

2.2.6 Анализ снижения пластового давления по площади и разрезу

На месторождении с целью обеспечения равномерной отработки запасов по разрезу продуктивных отложений и более полного дренирования залежи проектом была рекомендована дифференцированная система вскрытия: в половине скважин перфорируется вся продуктивная толща пласта, за исключением 10-метрового приконтактного интервала, в остальных скважинах перфорируется только верхняя часть продуктивного пласта, что фактически реализовано в 63% эксплуатационных скважин.

Первичные замеры пластовых давлений в кустовых скважинах, вскрывших различные части разреза, показывают, что разница в пластовых давлениях колеблется от 0,02 МПа по скважинам 1, 4 кустов до 0,14 МПа по скважинам 14 куста, что свидетельствует о хорошей газодинамической связи по разрезу продуктивных отложений .

2.2.7 Режим работы залежи

Результаты наблюдения за динамикой статических уровней в поглощающих скважинах 1-П, 2-П свидетельствуют о том, что газовая залежь работает в условиях проявления упруговодонапорного режима. Об этом говорит падение пластового давления в водоносной части пласта. Упруговодонапорный режим работы залежи подтверждается также результатами определения в 1999-2002гг. текущего ГВК геофизическими методами (табл. 11).

Таблица 11 Результаты определения текущего ГВК геофизическими методами в наблюдательных и эксплуатационных скважинах Губкинского месторождения в1999-2002 гг.

NN скв. 2	Альти- туда стола ротора, удлинение3	Дата проведе- ния ра- бот 4	Первоначальное положение ГВК	Текущее положение ГВК	Высота подьема ГВК
				Глубина м. 7	Абс.отм. м. 8
			Глубина м. 5	Абс.отм. м. 6			С нача- ла раз- работки м. 9	С начала года м. 10
1- П	53,45	11.12.1999	789,6	735,96	783,0	729,36	6,6	6,6
	"	14.04.2001	"	"	782,0	728,36	7,6	1,0
	"	19.05.2002	"	"	780,60		9,0	1,4
2- П	52,94	26.02.2000	789,0	735,97	781,0	727,97	8,0	8,0
"	"	19.05.2002	"	"	777,6		11,4	3,4
Р-45	53,68	14.12.1999	784,0	730,32	783,8	730,12	0,2	0,2
Р-628		19.09.2001	"	"	787,6	723,99	5,6	5,6
		14.06.2002	"	"	786,4	786,40		1,2
1080	51,58	10.12.1999	785,8	733,72	782	729,92	3,8	3,8
	"	11.04.2001	"	"	780,0	727,92	5,8	2,0
	"	20.05.2002	"	"	777,2		8,6	2,8
1240	55,94		782,0	725,99	782,0	725,99	-	-
1240	"	17.05.2002	"	"	780,8	724,79	1,2	1,2
1091	55,14	13.06.2000	841,6		841,6		-	-
"		19.06.2002	"		828,6		13,0	13,0
1103	53,60	14.06.2000	829,0	727,72	824,4	723,12	3,6	3,6
"	"	12.09.2001	"	"	821,6	720,32	7,4	3,8
1181	65,02	14.12.1999	866,0	736,56	862,2	732,76	3,8	3,8
"	"	15.06.2000	"	"	"	"	"	-
"	"	27.04.2001	"	"	861,6	732,16	4,4	0,6
					Среднее		6,2	3,6

Подъем ГВК отмечается в девяти скважинах: 1-П - 9,0 м; 2-П - 11,4 м; Р-45 -0,2 м; Р-628-6,8, 1080 - 8,6 м; 1240 - 1,2, 1091 - 13,0, 1103 - 7,4, 1181 - 4,4 м. Еще в 22 скважинах, в которых проводились работы за изменением положения ГВК, подъема последнего не наблюдалось.

2.3 Выделение эксплуатационных объектов

Основные запасы газа на Губкинском месторождении сосредоточены в сеноманских отложениях в пласте ПК1, который является базовым объектом разработки.

Сеноманская газовая залежь - пластово-массивного типа, водоплавающая, по всей площади подстилается подошвенной водой. Как показывает опыт эксплуатации сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири и результаты геологического и газогидродинамического моделирования, она является единым гидродинамическим объектом, Южный и Северный участки которого, взаимодействуют между собой, как по площади, так и по разрезу.

Таким образом, сеноманская газовая залежь Губкинского месторождения является единым эксплуатационным объектом.

2.4 Обоснование и выбор проектируемого технического решения для увеличения добычи газа

Результаты эксплуатации сеноманской газовой залежи Южного участка Губкинского месторождения, выявившие резервы производительности как добывающих скважин, так и промысла в целом, определяют стратегию дальнейшей разработки месторождения. Эффективная разработка месторождения предполагает оптимальную эксплуатацию основной части залежи (Южный участок), технические и технологические решения по освоению и эксплуатации Северного Участка. В соответствии с этим в данной работе рассмотрим возможные коррективы в разработке Южного участка Губкинского месторождения.

Обоснованием варианта разработки по которому в настоящее время ведется разработка явилось объемы добычи на разных участках, расположения, число и конструкции эксплуатационных скважин газа на Северном участке и транспорта газа с него.

В связи с тем, что обустройство основной части залежи уже закончено, показатели разработки Южного участка месторождения в соответствии с ранее принятыми проектными документами, приняты с годовым отбором газа в период постоянной добычи 15 млрд.м3.

В утвержденном проектном варианте предусматривалась разработка только Южного участка месторождения имеющимся фондом скважин с использованием существующих мощностей по сбору и подготовке газа без ввода в эксплуатацию Северного участка. При этом предполагалась, что за счет слабой газогидродинамической связи участков будет происходить неактивное дренирование залежи Северного участка, которое все же продлит сроки отборов на Южном участке, но в конечном итоге скажется на снижении рентабельности разработки месторождения в целом.

В данной работе с учетом новой геологической и газогидродинамической информации предлагается внести корректировки в размещение кустов и число эксплуатационных скважин в них, с цель совершенствования ранее принятой системы разработки.

На основании трехмерной модели сеноманской залежи Губкинского месторождения, можно выявить ряд особенностей геологического строения продуктивной залежи в районе Северного купола залежи на этом факте и вносится как раз таки и обоснование по увеличению проектной продуктивности скважин и предлагается провести разработку Северного купола с меньшим числом скважин (в отличии от проекта) при сохранении принятых уровней годовых отбора газа. Предлагается разработку Северного купола провести тремя кустами: 2 куста по 5 скважин и 1 куст из 3 скважины (всего 13 скважин), расположенных в зонах максимальных газонасыщенных толщин (25-30 м). Одна скважина в кусте проходится вертикально, остальные с отклонением забоя на 200 - 250 м. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, НКТ - 114 мм. Характеристики вариантов сведены в табл 12.

Таблица 12 Характеристика вариантов разработки Губкинского месторождения

№ варианта	Максимальный объем годовой добычи газа, млрд.м3	Направление транспорта газа с Северного участка	Кол-во скважин, ед	Кол-во кустов, ед	Вид скважин в кусте
	Южный участок	Северный участок	Всего
1	15	-	15	-	74	25	Центральная-вертикальная, остальные с отклонением 250 м на забое
2а	15	1,98	16,98	УКПГ Южного участка	95	32	«-»
2б	15	1,34	16,34	УКПГ Южного участка	87	28	«-»
3а	15	1,5	16,5	УКПГ Западно-Таркосалинского месторождения	95	32	«-»
3б	15	1,5	16,5	«-»	87	28	«-»
3в	15	1,5	16,5	«-»	95	32	Центральная-вертикальная, остальные с отклонением 1000 м на забое
4а	15	2,3	17,3	«-»	95	32	Центральная-вертикальная, остальные с отклонением 250 м на забое
4б	15	1,65	16,65	«-»	87	28	«-»

Для прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области используются различные газодинамические модели. Соответствующий математический аппарат позволяет учесть основные факторы, влияющие на показатели разработки залежей (геологическая неоднородность, начальные и краевые условия, разновременность сроков ввода скважин в эксплуатацию, неравномерность расположения по площади залежи добывающих скважин и т.д.).

Применение методов трехмерного моделирования дает возможность учесть максимальное количество факторов, влияющих на разработку, и является ключом для решения проблемы оптимизации, регулирования и управления процессом эксплуатации месторождения.

Трехмерное моделирование дает возможность совместно решать основные текущие и перспективные задачи разработки газовой залежи в условиях проявления упруговодонапорного режима, оценивать, а следовательно, регулировать отборы, темпы падения пластового давления и обводнения путем перераспределения добычи газа по площади залежи. Такие модели позволяют получать надежные результаты при планировании показателей разработки на перспективу.

Онову газогидродинамической модели составляет трехмерная геологическая модель. Трехмерные геологические модели -- это системы горно-геометрических моделей (геологических профилей, комплекса карт и т. д.), отражающих блочную модель-схему строения залежи.

Трехмерная газогидродинамическая модель позволяет: прогнозировать характер работы каждой скважины в соответствии с ее историей и результатами исследований; получать данные о фильтрационных характеристиках пласта в интервалах перфорации фактических и проектных скважин; моделировать неоднородность геологического строения в пределах одного куста эксплуатационных скважин, и, как следствие, более точно прогнозировать характер распределения давления и обводнение залежи в районах размещения кустов; моделировать дифференцированное вскрытие продуктивной части пласта; рассчитывать потери давления в НКТ при наличии воды в продукции скважины; оптимально перераспределять добычу газа по скважинам и кустам во время прогнозного расчета.

В процессе разработки сеноманской залежи Губкинского месторождения накоплен значительный объем геологической и промысловой информации, который позволил смоделировать неоднородность строения залежи между отдельными скважинами кустов и построить трехмерную газогидродинамическую модель залежи с учетом неоднородности строения по площади и по разрезу. Геологическая модель состоит из пяти основных пачек, соответствующих циклам осадконакопления. Пачки состоят соответственно из 3, 1, 3, 20 и 2 слоев (всего 29). По каждому слою геологической модели построены структурные карты и карты распределения фильтрационно-емкостных свойств (пористость, проницаемость, песчанистость). Полученные сеточные карты перенесены на гидродинамическую сетку. Геологическая модель осложняется выклиниванием ряда пачек и слоев, что также учтено при построении фильтрационной модели. Расчет технологических показателей разработки проводился при помощи трехмерной газогидродинамической модели, которая реализована на программном комплексе ECLIPSE 100 с использованием опций пакета ECLIPSE 200 (Schlumberger). По площади месторождения гидродинамическая модель разбита на 30х90=5400 ячеек.(рис.8)

Рисунок 8

В зоне размещения кустов эксплуатационных скважин глобальные ячейки разбиты на локальные, с целью отведения для каждой скважины индивидуальных ячеек и моделирования неоднородности строения залежи в пространстве между скважинам. Число ячеек в локальных измельчениях достигает 1600.

Трехмерная фильтрационная модель позволила выявить ряд особенностей геологического строения сеноманской залежи. Так, например, скважины куста №102 работают вблизи от внешнего контура газоносности. Эффективная газонасыщенная мощность незначительная - около 30 м. Интервал перфорации расположен близко к поверхности ГВК. Кроме этого, перфорацией скважин вскрывается мощный песчаный пласт, простирающийся вплоть до внешнего контура газоносности (рис.10.а). Перечисленные обстоятельства предполагают быстрое обводнение скважин этого куста согласно прогнозным расчетам на газогидродинамической модели. Срок обводнения этого куста - 2009-2010 гг.

Рисунок 10

Верхняя часть разреза имеет высокие продуктивные характеристики, которые должны обеспечить хорошие дебиты скважин. С другой стороны, ухудшенные фильтрационные свойства пластов, примыкающих к ГВК, могут сдерживать прорыв подошвенной воды при эксплуатации этих скважин при высоких депрессиях на пласт. Так как сеноманские газовые залежи приурочены к верхней части апт-альб-сеноманского водонапорного комплекса, отличительной чертой гидродинамической модели Губкинского месторождения является наличие подошвенных аквиферов, учитывающих активность подошвенных вод. Опыт разработки сеноманских газовых залежей, находящихся на поздней стадии эксплуатации (Вынгапур, Медвежье) доказывает, что обводнение залежи сопровождается внедрением как краевой, так и подошвенной воды, а степень влияния того или иного фактора на обводнение зависит от многих причин и может быть смоделировано.

Опыт разработки показывает также и то, что динамика изменения пластового давления напрямую зависит от активности водонапорного бассейна. Так, например, статистическими наблюдениями установлено, что при величине отбора газа, равной 60% от начальных запасов, пластовое давление составляет порядка 45% от начального. Таким образом, следует предположение, что при прогнозных расчетах показателей разработки остальных сеноманских залежей (с использованием трехмерных газогидродинамических моделей) это соотношение должно выдерживаться и контролироваться активностью аквиферов. Однако это может происходить далеко не во всех случаях. Как показал анализ влияния параметров водонапорного бассейна на показатели разработки Губкинского месторождения, этого соотношения очень трудно добиться, и, скорее всего, оно индивидуально для каждой залежи.

Рассмотрим схему подключения аквиферов к блокам трехмерной модели Губкинского месторождения подробнее (рис.11). К сеноманских продуктивных отложений подключаются пять аквиферов (четыре по бо-кам и один снизу). Так как модель Губкинского месторождения имеет выклинивающиеся слои, для них подключены индивидуальные аквиферы (№6, 7, 8). Кроме этого заданы два подошвенных аквифера, соединенных с нижней границей модели (№5 - в районе Южного купола, №9 - в районе Северного купола).

Для оценки влияния аквифера на показатели разработки проведены 20 серий расчетов, в каждом из которых изменялись параметры водонапорных бассейнов (запасы воды и продуктивность). Размещение добывающих скважин, уровни отбора газа и технологические ограничения оставались одинаковыми для всех вариантов.

Анализируемыми показателями разработки являлись пластовое давление, объем внедрения воды, накопленная добыча газа и фонд скважин.

Активность водоносного бассейна на границах сеточной области определялась аналитическим методом Фетковича. Фазовые проницаемости и кривые капиллярного давления приняты по аналогии с другими сеноманскими залежами севера Тюменской области. Для наиболее полного обоснования этих параметров необходимо дополнительное проведение специальных лабораторных исследований. На следующем этапе проведена инициализация модели - насыщение фильтрационной модели пластовыми флюидами (газом и водой), установление начальных условий в залежи (давление, температура, свойства газа и воды), установление начального равновесия (положение ГВК, «переходная зона»). При инициализации модели учтена неравномерность поверхности начального ГВК.

В результате инициализации модели рассчитываются запасы газа и воды. Для раздельного подсчета запасов по эксплуатационным и периферийным зонам модель разделена на пять областей. Границы между эксплуатационными и периферийными зонами проведены на расстоянии 1500 м от крайних эксплуатационных скважин. Величина запасов газа, рассчитанная при инициализации, несколько ниже утвержденной, однако это различие входит в пределы допустимой погрешности.

Анализ влияния параметров водонапорного бассейна на показатели разработки Губкинского месторождения позволяют сделать следующие выводы: активность аквифера в большей степени зависит от величины запасов воды в водонапорном комплексе; высокая активность аквифера означает поддержание пластового давления, а с другой стороны является причиной быстрого обводнения скважин; поскольку информация о водонапорном бассейне практически отсутствует, то при проектировании разработки необходимо дополнительно рассматривать варианты с различной активностью водонапорного бассейна, и при этом использовать методы системного анализа и математической статистики.

2.5 Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении

В проектируемом варианте объем годовой добычи газа сохранен на уровне 15 млрд.м3. При этом с первого квартала 2009 г. Проектируется пуском двух скважин начинается эксплуатация Северного участка с наращиванием годовой добычи с 0,13 млрд.м3 в первый год отборов до 1,34 млрд.м3 в 2012г. Данное обстоятельство потребует к 2010 г. завершения строительства УППГ и межпромысловых и внутрипромысловых газосборных сетей на Северном участке общей протяженностью 50,8 и диаметром от 325 до 425 мм от кустов до УППГ и от УППГ до УКПГ Южного участка, бурения и подключения первого куста эксплуатационных скважин (3 скважины). В 2009 г. проектируется разбурить Северный участок строительством двух кустов по 5 скважин в каждом.

На Южном куполе месторождения пробурены 25 кустов по три наклонно-направленные скважины с отклонением от устья на кровлю пласта ПК1 161-251 м и входом в залежь под углом 20-25о. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм, НКТ - 114 мм. За исключением нескольких скважин, используемых для контроля за продвижением ГВК, глубины от забоев скважин до первоначальной отметки ГВК - 15-20 м.

В проектируемом варианте предлагается использовать кустовую схему размещения скважин (рис.14)

Рисунок 14

Трехмерная модель сеноманской залежи Губкинского месторождения позволила выявить ряд особенностей геологического строения сеноманской залежи в районе Северного купола залежи и рекомендовать для проведения модельных расчетов варианты разработки Северного купола меньшим числом скважин при сохранении ранее принятых уровней отбора газа.

В рекомендуемом варианте разработка Северного купола осуществляется тремя кустами - два куста из пяти скважин и один из трех скважин (13 единиц), расположенных в зонах максимальных газонасыщенных толщин Северного купола 25-30 м. Верхняя часть разреза в зонах размещения кустов из пяти скважин имеет высокие продуктивные характеристики, которые позволяют обеспечить высокие дебиты газа. Наличие литологических экранов в интервале ГВК, позволяет предотвратить преждевременный прорыв подошвенной воды при эксплуатации этих скважин. Одна скважина в кусте - вертикальная, остальные с отклонением 200 - 250 м. В целом конструкция скважин сохраняется прежней: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, НКТ - 114 мм.

В районе Северного купола сеноманская залежь имеет незначительный этаж газоносности, поэтому вопросу о вскрытии залежи проектными скважинами уделено особое внимание. При расчетах на трехмерной газодинамической модели кроме размещения скважин по площади залежи, выбраны оптимальные с точки зрения технологических режимов интервалы перфорации (открытые соединения) в модельных скважинах.

Анализ работы скважин показывает, что применяемые на месторождении лифтовые колонны имеют оптимальный диаметр. Они обеспечивают проектные дебиты скважин и достаточные скорости газового потока на забоях (около 3,9 м/сек) для выноса воды и механических примесей.

Исходя из геолого-технических условий разработки месторождения, где на южном участке пластовое давление в среднем снизилось до 7,06 МПа, предпочтительней остается беспакерная компоновка лифтовой колонны, несмотря на имеющие место межколонные перетоки газа.

Для северного участка месторождения, пластовое давление на котором составляет 7,7-7,8 МПа, что превышает гидростатическое давление, предпочтительней является пакерная компоновка лифтовой колонны. При этом лифтовую колонну рекомендуется оснащать комплексами КОС 89/168-35 Тульского машиностроительного завода (ОАО «Станкотехника»). Возможно также применение комплексов Барьер-6 ОАО «Саратовгазавтоматика» или SABL фирмы «Baker Oil Tool, Inc» (США) [25, 26, 27]. Технические характеристики рекомендуемого подземного скважинного оборудования приведены в таблице 13.

Таблица 13 Технические характеристики комплексов подземного оборудования, рекомендуемых для газовых скважин Губкинского месторождения

Наименование показателей	КОС 89/168-35 ОАО «Станкотехника» Тула, Россия	Барьер-6М Саратовгазавтоматика Россия	SABL Baker Oil Tool Inc США
Рабочее давление, МПа	35	21	45
Температура скважинной среды, С	100	100	100
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	168	168	168
Диаметр лифтовой колонны, мм	89	89-114	89-114
Угол наклона, град.	0-45
Минимальный диаметр проходного сечения пакера, мм	74	67	68
Минимальный диаметр проходного сечения циркуляционного клапана, мм	74	70	68
Максимальный диаметр проходного сечения клапана забойного, мм	40	28	38
Диапазон настройки рабочих дебитов клапана забойного, млн.м3/сут.	1-3	до 0,75	1-3
Масса, кг	154

Для проектного профиля эксплуатационной наклонно направленной скважины северного участка по базовому (рисунок 15, таблица 14) рекомендуется и пакерная, и беспакерная схемы эксплуатации.

Рисунок 15 Проектный профиль ствола скважины

Для скважин с проектным профилем по проектируемому (см. рис. 16, табл. 15) возможна только беспакерная эксплуатация, когда пластовое давление снизится ниже критической величины, оговоренной в регламенте по беспакерной эксплуатации

Рисунок 16 Проектный профиль ствола скважины

При пакерной схеме компоновка лифтовой колонны следующая: 1) от устья до глубины на 50-100 м выше кровли продуктивного горизонта - колонна гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 [28]; 2) ниже, над кровлей продуктивного пласта - комплекс подземного скважинного оборудования; 3) ниже комплекса, до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны - подпакерный хвостовик из труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 с установленным на его башмаке срезным клапаном.

При беспакерной схеме лифтовая колонна компонуется из труб типа НКМ 114х7,0-Д ГОСТ 633-80 и оборудуется посадочным ниппелем и воронкой. Посадочный ниппель предназначается для установки в нем глухой пробки при ремонте скважин и монтируется в приустьевой зоне скважины. Воронка необходима для облегчения подъема спускаемых в лифтовую колонну при исследовании геофизических приборов и монтируется на башмаке лифтовой колонны.

В связи с тем, что на месторождениях севера Тюменской области при эксплуатации сеноманской залежи в условиях повышенных депрессий и обводнении залежи происходит вынос песка, лифтовую колонну скважин северного участка рекомендуется оборудовать противопесочными фильтрами. Для сеноманских продуктивных отложений, сложенных слабосцементированным мелкозернистым песчаником, в качестве противопесочного фильтра можно рекомендовать устройство для предотвращения пескования скважин (УППСС-114) [29, 30].

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке. Обвязку устья, исходя из количества обсадных колонн в конструкции скважины, следует производить односекционной клиньевой колонной головкой ОКК1 отечественного или зарубежного производства, а по производительности скважин монтировать на устье фонтанную арматуру АФ6-100х21 Воронежского механического завода [31]. Технические характеристики рекомендуемого наземного скважинного оборудования приведены в таблице 16.

Таблица 16 Технические характеристики наземного оборудования, рекомендуемого для газовых скважин северного участка Губкинского месторождения

Наименование параметров	ОКК1-210-219х324	АФ6-100х21
	Воронежский механический завод Россия
Рабочее давление, МПа	21	21
Температура скважинной среды, С	100	100
Условный диаметр обвязываемых труб, мм	219; 324	-
Условный проход ствола и рабочих струн, мм	-	100
Габаритные размеры, мм
длина	1365	3570
ширина	610	1120
высота	535	3120
Масса (полного комплекта), кг	550	2926

2.6 Определение технологической эффективности при реализации технического решения

2.6.1 Выбор метода определения технологической эффективности

При обработке результатов исследований эксплуатационных газовых скважин используется классическое уравнение притока [16]

, (1)

где qг - дебит газа; a и b - коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Вид уравнения притока позволяет оценить продуктивность газовой скважины, параметры призабойной зоны пласта и степень отклонения фильтрации от закона Дарси при высоких скоростях течения газа.

Большинство программных комплексов трехмерного газодинамического моделирования позволяют точно смоделировать работу газовой скважины в соответствии с ее индивидуальным уравнением притока, полученным при обработке результатов исследований на стационарных режимах фильтрации. Однако при моделировании газовой скважины в зарубежных программных комплексах (ECLIPSE, VIP) используется несколько иное уравнение.

Запишем закон Дарси в дифференциальной форме:

, (2)

где г(см/с), k(Д), г(сПз), p(ат), r(см). Скорость газа может быть выражена через величины объемного дебита при стандартных условиях и объемного коэффициента газа Bг =TZPст/pTст:

(3)

Подставляя уравнение (3) в уравнение (2), разделяя переменные (давление p и радиус r), задавая граничные условия и выполняя ряд алгебраических преобразований и простое интегрирование, получаем конечное выражение для дебита газа [17]

(4)

Интеграл в выражении (3) численно равен площади, отсекаемой отрезками p=pзаб, p=pпл и кривой p/мгZ.

Уравнения (2 - 4) предполагают, что в них используются нестандартные единицы измерений. Стандартные условия (давление, температура) с учетом перевода в общепринятые единицы дают некоторую постоянную c.

Применительно к ячейке трехмерной газодинамической модели (учитывая скин-фактор, эффект высокоскоростной фильтрации и приведенный радиус ячейки), уравнение (4) записывается в виде (сухой газ, псевдодавление) [18]:

, (5)

где - коэффициент проводимости соединений; c = 0.008527; - коэффициент, учитывающий расположение траектории скважины в ячейке модели; kh - проводимость ячейки модели; r0 - эквивалентный радиус ячейки, вскрываемой скважиной; rс - радиус скважины; S - скин-фактор; D - высокоскоростной скин;

Функция псевдодавления, . г - вязкость газа;

Объемный коэффициент газа.

Скин-фактор (S) - величина, учитывающая несовершенство скважины по характеру вскрытия и может принимать как положительные, так и отрицательные значения. Аргумент Dqг обычно понимают как дополнение к скин-фактору, зависящее от величины дебита, для учета эффекта высокоскоростной фильтрации газа вблизи призабойной зоны и отклонение ее характера от закона Дарси.

Рисунок 17

Скважина моделируется ячейками, которые она пересекает. На рис.17 схематично изображен принцип моделирования скважины, вскрывающей пласт в нескольких интервалах глубин. Как видно из рис.17 б, фильтрационная модель является некоторой схематизацией геологической модели (рис.17 а), причем ее слои могут вскрываться не полностью. В процессе расчетов используются центры вскрываемых ячеек, а несовершенство по степени вскрытия учитывается коэффициентами . Центры вскрываемых ячеек называются «соединениями» и имеют индивидуальный набор значений CFi, Si , Di (рис.17 в).

Давления в ячейках с «соединениями» являются направляющим фактором при итерационном расчете давлений в остальных блоках модели. В то же время для каждого «открытого соединения» отдельно решается уравнение притока.

Для задания параметров работы модельной скважины необходимо определить скин-фактор (S) и высокоскоростной скин (D) по каждому «соединению». С одной стороны, эти параметры можно подобрать таким образом, чтобы характер работы модельной скважины соответствовал ее фактической работе (кривая «дебит - депрессия»).

С другой стороны, выполняя ряд преобразований, уравнение (1) можно записать в адекватной (5) форме [18]:

(6)

Коэффициенты a и b определенные по уравнению (6) отличаются от коэффициентов в уравнении (1) и связаны с S и D следующими соотношениями:

(7)

(8)

Таким образом, для обработки результатов исследований газовой скважины необходимо определить вид функции псевдодавления и найти коэффициенты a и b по уравнению (6) для всего интервала перфорации и индивидуально для каждого «соединения», а затем рассчитать S и D по формулам (7) и (8).

2.6.2 Обработка результатов исследований эксплуатационных скважин с использованием функции псевдодавления

Как было показано выше, для достоверного моделирования газовых скважин на трехмерной модели требуется определение фильтрационных коэффициентов a и b по уравнению притока (6). В данное уравнение входит функция псевдодавления , вид которой определяется свойствами пластового газа в зависимости от давления (рис.18 а).

Рисунок 18

На рис.18 б показан пример обработки результатов исследования скважины № 1152 на стационарных режимах фильтрации. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений a и b определены с использованием функции псевдодавления.

Анализ результатов исследования эксплуатационных скважин Губкинского месторождения показывает, что коэффициенты фильтрационных сопротивлений (определенные с использованием функции псевдодавления) изменяются в широком диапазоне. Так, значения коэффициента a изменяются от 1.07 (Бар2/сПз)*сут/тыс.м3 (скв.1183) до 45.172 (Бар2/сПз)*сут/тыс.м3 (скв.1172) при среднем значении 10.1, коэффициента b - от 0.0 (Бар2/сПз)*(сут/тыс.м3)2 (скв.1071, 1181, 1162, 1222) до 0.318 (Бар2/сПз)*(сут/тыс.м3)2 (скв. 1231), при среднем значении 0.0053.