Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

В работе проведен анализ технологических режимов трех высокоде-битных вертикальных скважин, подключенных к УКПГ-14 Оренбургского НГКМ. Определено влияние длины горизонтального ствола, длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб, радиуса кривизны на устьевое давление. Выбраны оптимальные диаметр скважины, радиус кривизны, диаметр фонтанных труб и длина горизонтального ствола, обеспечивающие минимальные потери давления по стволу скважины. Кроме того, выполнен анализ безопасности и экологичности строительства горизонтальных скважин, а также проведен экономический анализ проекта.



ВВЕДЕНИЕ

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является одним из крупнейших месторождений. Оно введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и занимает важное место в системе газоснабжения страны.

ОНГКМ - источник ценного углеводородного и неуглеводородного сырья. Продуктами переработки сырья ОНГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов, этан, гелий, стабильный конденсат, нефть и сера.

Целью работы является применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ.

В данном проекте рассмотрена возможность использования результатов исследования высокодебитных вертикальных скважин УКПГ-14 (№№ 14003, 285, 386) для определения коэффициетов фильтрационного сопротивления ав, bв и пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважин aг и bг.

Представлены методики определения давления у башмака фонтанных труб при различных дебитах горизонтальных скважин и различных длинах и диаметрах горизонтального ствола.

В дипломном проекте приведена методика определения устьевого давления при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб и радиусах кривизны, обеспечивающих минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Определены оптимальные варианты соотношения этих параметров с технологической и экономической точки зрения и предложен наиболее экономически целесообразный вариант.

Также в проекте выполнено задание по разделу «Безопасность и экологичность проекта».

Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием на дипломный проект «Определение влияния длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб на горизонтальном участке, а также радиуса кривизны на устьевое давление при различных дебитах горизонтальной скважины, на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ»



1 Краткая геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) в административном отношении расположено в непосредственной близости от областного центра - г. Оренбурга и занимает территорию Оренбургского, Пере-волоцкого и Илекского районов Оренбургской области.

ОНГКМ в географическом отношении расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урала, имеющей асимметричное строение. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в северном направлении. Он изрезан редкими и, в основном, неглубокими оврагами. Максимальные отметки рельефа отмечаются в юго-восточной части площади, где пологий рельеф сменяется грядово-холмистым. Правый склон долины более крутой и изрезан оврагами и балками. Максимальные абсолютные отметки на правом склоне в пределах месторождения достигают от 180 до 193 м. Через всю площадь место-рождения с востока на запад в близком к широтному направлению протекает река Урал. Обзорная карта расположения Оренбургского НГКМ представлена на рисунке 1.1.

Общая площадь ОНГКМ составляет 1438 км2. Около 80 % площади приходится на пашни, 11 % - на леса и водоемы, 9 % - на государственные заказники, автомобильные и железнодорожные магистрали.

Артинско-среднекаменноугольная (основная) залежь ОНГКМ находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1985 года начался период падающей добычи. Газонефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Вышележащие соленосные образо-вания кунгура и надсолевые терригенные отложения перми и мезозоя практического интереса не представляют.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (около 25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи.

Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для газонефтяного контакта (ГНК) от 1 715 до 1 750 м, для водонефтяного контакта (ВНК) от 1 735 до 1 784 м.

1.2 Тектоника

Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до 20 км.

По площади ОНГКМ выделены тектонические нарушения и органогенные постройки. Центральный и Восточный купола разделяются системой тектонических нарушений.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600 м, минус 1650 м и минус 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части.

На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (от 10 до 15), отметки достигают от минус 1800 до минус 1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м - в восточной.

Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем тысячи скважинам и представлена на рисунке 1.2.

На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 2°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 м на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.

Рисунок 1.2 - Структура Оренбургского месторождения

В пределах поднятия выделяются три купола: Западный, Центральный и Восточный.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20 км на 6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной периклинали (25 на 12 км). Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40 на 13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50 на 18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке Центральный купол отделяется от Восточного неглубоким прогибом (с погружением до минус 1590 м).

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что ниже относительно свода Центрального купола более чем на 200 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м), и протя-женную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16 на 6 км. С юга к своду при-мыкает сравнительно широкое (более 3 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14 на 8 км) террасообразная площадка.

1.3 Литолого - стратеграфическая характеристика вскрытых отложений

В таблице 1.1 приведен стратиграфический разрез ОНГКМ. Залежь расположена на глубине от 1945 до 2175 м, общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет от 5000 до 5500 м. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторождения на две части, надсолевую и подсолевую продуктивную.

Основная газоконденсатная залежь приурочена к мощной карбонатной толще артинско-среднекаменноугольного возраста. Она уникальна по размерам. В пределах контура газоносности площадь газоносности составляет около 1400 км2 (по изогипсе 1750 м, имеет размеры 105·20 км). Этаж газоносности в центральной части залежи (район УКПГ-1) достигает 525 м, в западной части 275 м, восточной 280 м. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (20 м), распространение которой по площади имеет сложный зональный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи. Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для ГНК от 1715 до 1750 м, для ВНК от 1735 до 1784 м.

Тип залежи - массивно-пластовый. Каждый укрупненный блок-пласт представлен интервалами газоносных коллекторов и плотных известняков.

Представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина от 40 до 45 м) и в ассельско- верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина от 70 до 80 м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:

I объект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов.

В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломи-тизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.

II геологический объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения.

Последний включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает от 20 до 30 м. Но на западных склонах куполов (Западного и Центрального) верхняя, большая часть R1 замещена проницаемыми разностями, перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела толщиной в несколько метров.

Общая толщина II объекта изменяется от 70 до 150 м, чаще всего от 100 до 120 м.

III геологический объект включает отложения верхнего и частично среднего карбона. Развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.



Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез

Стратиграфия	Средняя вскрытая толщина (м)	Литологическая колонка	Литологическая характеристика пород
Палеозай	Четвертичная система	30		оллювиальные,делювиальные и эллювиальные образцы
	Неогеновая система	100		Глина, песок, галечник
	Пермская система	Сосновая свита	50		Песчаник с прослоями сульфатов и карбонатов
			19		Конгломераты из галечника
		Калиновская свита	130		Пестроцветные породы морского происхождения с прослоями карбонатов
		Уфимский ярус	65		Глина, песчаник
		Кунгурский ярус 800 м	55		Ангидрит
			480		Ангидриты и соли с про-слоями доломинизированного известняка
			20
			190
			20
			35
		Артинский ярус 220 м	110		Ангидрит плотный
			20		Доломинизированный известняк
			90		Ангидрид трещиноватый
		Сакмарский ярус	45		Известняк плотный
		Ассельский ярус	80		Известняк с солитовыми прослоями и песчаник
	Каменноугольная система	Верхний карбон	80		Известняк кавернозный
		Мячковский горизонт	80		Известняк плотный

От II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно, как перемычек между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 м (например, в прогибе между Западным и Центральным куполами или в своде купола, в районе скважины 204-д и 2014).

1.4 Фильтрационно - емкостные свойства коллекторов

Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатам анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, порово-каверно-трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.

Продуктивная толща месторождения сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

Характерная особенность Оренбургского месторождения и зоны УКПГ-14 явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение. Глубины залегания основной залежи от 1350 до 1900 м, этаж газоносности - 514 м.

Газоносный массив месторождения сложен толщей плитчатых и тонкоплитчатых светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков с прослоями сульфатизированных доломитизированных известняков и доломитов, прослои глин мощностью от 1 до 1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по разрезу встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повы-шенная доломитизация и сульфатизация пород. В продуктивной толще выде-ляются четыре основных типа коллекторов: поровый; кавернозный (смешанный поровый (порово-трещиноватый); трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый. Основной тип коллектора, встре-чающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.

Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью, содержащей запасы пластового флюида, является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, проницаемости 0,1•10-15 м2. Коллекторские свойства изме-няются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Поровые коллекторы составляют 35 % от газонасыщенного объема. Газонасы-щенность порового коллектора принята 0,65.

Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором, обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.

В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Как следствие, скважины, работающие на эти отложения, имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку.

Лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин выше, отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин.

Характиристика эксплуатационных объектов ОНГКМ представлены в таблице 1.2.

объект I объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса. Общая мощность в пределах месторождения значительно меняется. В западной части месторождения она составляет от 60 до 90 м, в центральной части в районе УКПГ - 2, 3, 6 - от 90 до 110 м, в районе УКПГ - 7, 8, 9 - от 110 до 180 м, в восточной части увеличивается от 200 до 250 м (скв. №63). В среднем эффективная мощность составляет 29,2 % от общей мощности объекта.

Характеризуется:

коэффициент пористости…………….12,3 % (от 1,7 % до 13,6 %)

проницаемость………………………...2,3•10-15 м2

газонасыщенность…………………….от 0,15 до 0,75

общая мощность……………………...75,5 м

эффективная мощность (ср.)………...12 м.

Отличается наихудшими продуктивными свойствами. Для него характерна тонко-поровая структура, а также повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород.

Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса (Iраздел):

коэффициент пористости………………..1,3 %

проницаемость……………………………от 0,025•10-15 до 4•10-15 м2

газонасыщенность………………………...от 0,24 до 0,7

Объект II включает отложения нижней части сакмарского яруса и наиболее пористые пласты верхней части ассельского яруса. Общая мощность отложений изменяется от 27 до 75 м.

Характеризуется:

коэффициент пористости…………..12,6 % (от 2,5 % до 15,7 %)

проницаемость……………………...от 0,05•10-15 м2 до 47,6 •10-15 м2

газонасыщенность…………………..0,36-0,83

общая мощность…………………….57 м

эффективная мощность (ср.)………. 23,2 м

Раздел II приурочен к нижней части ассельского яруса и отложения верхнего карбона. Общая мощность ее изменяется от 50 м до 100 м.

Отложения второго раздела в основном представлены плотными непроницаемыми породами:

коэффициент пористости…………….от 1,1 до 11,6 %

проницаемость………………………..от 0,035•10-15 м2 до 16,7•10-15 м2

газонасыщенность…………………….от 0,36 до 0,84

Объект III включает отложения нижней части верхнего и среднего карбона. Вскрытая мощность отложений составляет от 100 до 224 м. Средняя эффективная мощность около 40 м.

Характеризуется:

коэффициент пористости……….11,4 % (от 1% до 13,8%)

проницаемость…………………..от 0,01•10-15м2 до 53,8•10-15 м2

газонасыщенность……………….от 0,32 до 0,9

общая мощность………………...121 м

эффективная мощность (ср.)…... 57 м

Породы-коллекторы характеризуются хорошими емкостными и фильтрационными свойствами, но более низкими, чем породы второго объекта.

Несмотря на значительный диапазон газоконденсатонасыщенности вся толща известняков, благодаря наличию трещиноватости, представляет собой единый сообщающийся резервуар, хотя гидродинамическая связь по разрезу и площади затруднена ввиду резкой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород коллекторов.[1]

Таблица 1.2 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ

Параметры	I объект	II объект	III объект
Площадь, км2	1215	728	463
Пористость, %	12,3	12,6	11,4
Проницаемость, •10-15 м2	2,3	15,0	20,5
Общая мощность, м	75,5	57,0	121,4
Эффективная мощность, м	12,3	23,2	34,0
Нэф/Нобщ, %	16,0	40,7	16,0

1.5 Устойчивость коллекторов к деформации и разрушению

Устойчивость горных пород в призабойной зоне зависит от глубины и условий залегания пласта, воздействия бокового и горного давления, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и других факторов. Находясь на больших глубинах, коллекторы испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин.

Встречаемые на практике газоносные коллекторы по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.

Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможно, так как иногда отбор предоставленных проб керна без нарушения истиной характеристики пород практически невыполним.

Ниже приводятся условная градация пород А.А. Шахназарова по величине градиентов давления, вызывающих разрушение:

- неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,005 (МПа/см2)/см

- слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,05 до 1,0 (МПа/см2)/см

- среднеустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 1,0 до 1,5 (МПа/см2)/см

- устойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления свыше 1,5 (МПа/см2)/см.

Газоносные коллекторы Основной газоконденсатной залежи ОНГКМ представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение призабойной зоны. Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин.

1.6 Начальные термобарические параметры пласта

Начальное давление в залежи на контакте газ - нефть принимают 20,64 МПа. Средневзвешенное по запасам начальное пластовое давление составляет 20,33 МПа. Давление в кровле сводовой части основной залежи составляет 19,47 МПа.

На начало разработки - октябрь 1978 г., пластовое давление по зоне УКПГ- 14 принято Рпл = 19,05 МПа.

Для определения пластовой температуры использованы наиболее достоверные данные по водяным и газовым скважинам.

Принимая температуру на глубине 20 м от поверхности земли 8 °С, и градиент температуры в терригенной толще таким же, как и в водяной части продуктивной толщи, имеем: пластовая температура на контакте газ-нефть 32 °С, пластовая температура в кровле сводовой части основной толщи 25 °С, - градиент температуры по всему разрезу составляет 1,31 °С на 100 м и в газовой части 1,44 °С на 100 м, средняя температура, взвешенная по залежи 32,2 °С.

На начало разработки - 1978 г., принята пластовая температура по зоне УКПГ - 14 Тпл=305 К.

1.7 Состав и свойства пластового газа

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м3), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.

Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды - метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) и растворенные в этих углеводородах С5+в - тяжелые углеводороды. Наличие всех этих составляющих и предопределило строительство Оренбургского газоперерабатывающего завода, на котором при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты, необходимые в народно-хозяйственных отраслях страны. Позже введен в эксплуатацию и гелиевый завод.

Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов.

В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:

- I объект - 64 г/м3;

- II и III объекты - 72 г/м3.

По свойствам наиболее токсичным компонентом является сероводород (H2S). Содержание его в природном газе 1,52 % об. Это бесцветный газ с запахом тухлых яиц, при попадании в организм человека действует на дыхательную и нервную системы, как нервно - паралитический яд. По действию на газовое оборудование являются высоко коррозирующим веществом. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне - 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами - 3 мг/м3.

Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н2S - от 1,46 до 1,48 % объёмных отмечается в западной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ-14 и УКПГ-15.

В зоне дренируемой скважинами УКПГ-14 содержание следующих компонентов составляет:

- H2S - от 1,46 до 1,68 % об.;

- СО2 - от 0,52 до 0,62 % об.;

- N2 - от 5,34 до 5,83 % об.

Начальное содержание высококипящих углеводородов С5Н12+В в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ-10 принято как одинаковое и равное 76 г/м3.

Давление начала конденсации равно начальному Рпл= 20,6 МПа.

Пластовая температура 31°С.

Температура газа, поступающего на технологические установки от 0 до 100С.

1.8 Общие сведения о водоносном бассейне, физико - химическая характеристика пластовых вод

Гидрологические условия района ОНГКМ определяются особенностями его геологического строения, среди которых важную роль играет наличие в разрезе мощной толщи соленосных отложений.

Эти соленосные отложения являются региональным экраном, который делит разрез на два изолированных друг от друга гидрологических этажа.

Верхний этаж включает подземные воды надсолевых, преимущественно терригенных отложений. К нижнему гидрологическому этажу приурочены пластовые воды подсолевых, в основном карбонатных отложений. Нижний гидрологический этаж представляет собой водонапорный бассейн, контролирующий основную разрабатываемую залежь.

Мощность водоносного бассейна составляет 500 м. Он простирается на восток примерно на 140 км до складчатого Урала, где водовмещающие породы нижней перми и карбона выходят на поверхность.

По фактическим данным на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в настоящее время наблюдаются следующие схемы обводнения:

- по тектоническим нарушениям или зонам повышенной трещиноватости подошвенная вода поднимается к забоям скважин и обводняет их;

- подъем по тем же каналам подошвенной воды и растекание ее к забоям скважин по простиранию пластов;

- обводнение скважин краевыми водами.

На месторождении водонапорный бассейн в гидрогеологическом отношении изучен до глубины 3470 м. Начальное пластовое давление на абсолютной отметке ГВК (-1750 м.) до начала разработки месторождения в среднем составляло 20,6 МПа. Большинство опробованных скважин характеризуются невысокими дебитами воды от 0,2 до 10 м3/сут. и от 10 до 50 м3/сут, при депрессии до от 10 до 12 МПа. В ряде случаев приток воды не получен, но на фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны от 50 до 141 м3/сут.

По химическому составу и физическим свойствам пластовые воды надсолевых, солевых и подсолевых отложений резко различаются между собой.

В верхнем (надсолевом) гидрогеологическом этаже наблюдается быстрое нарастание минерализации подземных вод с глубиной и последовательная смена пресных вод солеными и рассолами.

Пресные воды с минерализацией до 2 г/л и преобладанием в ионном составе гидрокарбонатиона, кальция и магния развиты в терригенных породах только до глубины первых десятков метров.

Пластовые воды филиповского горизонта кунгурского яруса нижней Перми имеют плотность от 1,203 до 1,207 г/см3, минерализацию от 280 до 310 г/л и относятся к хлоркальциевому типу.

Пластовые воды продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми, имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см3, в среднем 1,170 г/см3, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см3. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 мПа•с, объемный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод в среднем равна 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (rNа + rК): rСl = 0,72 - 0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2 - 4 раза больше, чем магния. Отношение: r[Сl-(Nа+К)]:rMg=3-5, следовательно, гидрохимический тип вод хлоркальциевый.

Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300).

Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м3/м3 и в среднем равно 2,6 м3/м3. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов, сероводорода и двуокиси углерода. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10%.

По результатам химических анализов, выполненных на месторождении, определены основные гидрохимические показатели пластовых вод средне-каменноугольно-артинских отложений. Данные приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Основные гидрохимические показатели пластовых вод

Показатели	Среднее значение	Пределы значений
К+	1836	1406 - 2266
Nа+	71804	60535 - 83073
Са2+	12625	8559 - 16691
Мg2+	2726	1361 - 4091
Се-	143553	133453 - 153653
SО42-	866	645 - 1087
НСО3 + СО3	300	104 - 496
Общая минерализация	232	218 - 246
Плотность	1,156	1,146 - 1,166

1.9 Тип залежи, запасы газа и конденсата в зоне УКПГ - 14

Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром».

Утвержденные запасы составили:

- сырого газа - 1815 млрд.м3;

- сухого газа - 1781 млрд.м3;

- конденсата - 137,240 млн. т;

- извлекаемого конденсата - 96,736 млн. т;

- принятый коэффициент извлечения - 0,71.

Дренируемые запасы по УКПГ и по ОНГКМ в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

- как сумма удельных (объёмов) дренируемых запасов скважин;

- по зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объёма) отбора.

В первом и во втором случае расчет ведется по последнему прямолинейному участкам. По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м3 до 1595 млрд.м3.

В пределах зоны УКПГ - 14 газонасыщенными являются все отложения продуктивной толщи ОНГКМ.

УКПГ - 14 введена в эксплуатацию в 1978 г. с действующим фондом - 5 скважин.

На 01.10.2009 года эксплуатационный фонд составил 101 скважины, действующий - 101 скважины.

По состоянию на 01.01.2009 г. балансовые запасы газа составляли 167,9 млрд.м3., дренируемые запасы составляли 234,4 млрд.м3.

забойный газоконденсатный скважина горизонтальный



2. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин

2.1 Цели, задачи и классификация методов газогидродинамических исследований вертикальных скважин

Источником информации о газоносном пласте и скважинах газовых и газоконденсатных месторождений являются газогидродинамические методы исследования (ГДИ) скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Газогидродинамическими методами исследования скважин и пластов называются методы, теоретически основанные на так называемых «обратных» задачах подземной газогидродинамики. При этом с помощью характеристики выходящего из пласта газа (давления, расхода, качественного и количественного анализа продукции) определяются осредненные, по дренажной зоне скважины, параметры пласта:

-неоднородность его по мощности и площади;

-параметры призабойной зоны скважины, зависящие от условий вскрытия пласта и ряда факторов при эксплуатации;

-максимально возможные дебиты скважин с учетом предохранения призабойной зоны от разрушения и проникновения в нее конусов и языков нефти.

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы на основе исходной информации об ее структурных параметрах.

Целью исследований газовых скважин как раз и является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Задачи и объем ГДИ газовых и газоконденсатных скважин определяются стадией освоения месторождения и его геолого-промысловой характеристикой.

Частота проведения газогидродинамических исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации определяется изменчивостью устанавливаемых параметров.

Промысловые исследования скважин позволяют определить:

- общие размеры газоносных залежей, изменение толщины пласта по площади и разрезу, наличие экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта (ГВК) и газонефтяного контакта (ГНК) и их изменения в процессе разработки;

- коллекторские и фильтрационные свойства отдельных пропластков: пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, газонасыщенность, а также пластовое, забойное и устьевое давления и температуры, и характер изменения этих параметров по площади и по разрезу залежи;

- физико-химические свойства газа, нефти (при наличии оторочки), конденсата и воды: вязкость, плотность, коэффициенты сжимаемости, влажность газов, давление начала конденсации и максимальной конденсации, состав газа, нефти, конденсата и воды, минерализация воды, наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемой продукции, а также характер изменения перечисленных параметров при различных давлениях и температурах;

- термобарические условия эксплуатации в стволе скважины, условия разрушения, скопления и выноса твердых частиц и скопления и выноса жидкости, условия гидратообразования;

- технологический режим эксплуатации скважин при влиянии различных факторов: деформации пласта, подошвенной воды, температуры газа и окружающий ствол среды, неоднородности, многопластовости, типа конструкции и свойств применяемого оборудования для скважин и наземных коммуникаций и др.

В целом все методы исследований, позволяющие получать информацию о залежи, можно разделить на:

- прямые, изучающие непосредственно образцы пород и содержащиеся в них флюиды;

- косвенные, изучающие физические свойства продуктивных пластов с использованием связи между параметрами пласта и поддающимися измерению величинами. К косвенным исследованиям относятся геофизические и газогидро-динамические методы исследования скважин. Значительную часть информации получают газогидродинамическими методами исследования газовых и газоконденсатных скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Газогидродинамические методы исследования делятся на:

- первичные;

- текущие;

- специальные;

- комплексные.

Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют определить: параметры пласта, его продуктивную характеристику, установить добычные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлениями и температурой, режим эксплуатации скважины, с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др.

Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения, основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля за разработкой. Такие исследования проводятся также до, и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ.

Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения, к специальным исследованиям относятся: исследования по контролю за положением ГВК, изучение степени коррозии скважинного оборудования, определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучение влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др.

Комплексные исследования включают: газогидродинамические исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, промыслово-геофизичестке исследования продуктивного разреза, определение продуктивной толщины пласта, газоконденсатные исследования в промысловых и лабораторных условиях, исследования образцов керна из различных интервалов, исследования проб газа, нефти, воды и др.

Такие исследования позволяют:

- определить неоднородность продуктивного разреза и использовать эту информацию при прогнозировании добычи газа, конденсата, нефти, воды;

- оценить возможность обводнения скважин и степень истощения всего эксплуатируемого объекта;

- прогнозировать потери и извлечение конденсата, возможные улучшения и ухудшения продуктивности скважин, необходимость ингибирования скважин, необходимость проведения таких мероприятий как перевод на вышележащий горизонт, перфорация хвостовиков, дополнительная перфорация обсадных колонн, зарезка горизонтальных боковых стволов, гидроразрывы и др.

Также ГДИ скважин делят на 2 вида, согласно перечислению а) и б)

а) при стационарных режимах фильтрации - базируются на связи между Рз и дебитом на различных режимах работы и позволяют определить:

1) изменение давления, температуры и дебита на различных режимах;

2) коэффициенты фильтрационного и гидравлического сопротивления;

3) количество жидких и твердых примесей в продукции скважины;

4) технологический режим эксплуатации;

5) эффективность проведения ремонтно-профилактических работ и др.

б) при нестационарных режимах фильтрации - базируются на процессах перераспределения давления в пласте и позволяют определить:

1) среднюю проницаемость в дренируемой области независимо от степени несовершенства скважины;

2) проницаемость призабойной зоны;

3) степень засорения этой зоны в процессе бурения и после проведения ремонтно-профилактических работ;

4) выделить область пласта с ухудшенной проницаемостью, наличие экранов.

В процессе разведки исследуются все без исключения скважины, для выяснения промышленной газоносности залежи и ввода ее в дальнейшую разработку. В период опытной эксплуатации исследуются все пробуренные разведочные и эксплутационные скважины.

В период разработки залежи объем исследований можно сократить путем подбора необходимого числа разнохарактерных скважин, представляющих все разнообразие скважин данного месторождения. Геологическая служба месторождения совместно с проектным институтом определяет объем и частоту исследования эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических сква-жин.[2]

2.2 Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений особое внимание уделяется выбору технологического режима эксплуатации скважин.

Технологический режим работы газовых скважин - это определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и др.).

Под технологическим режимом эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин понимается поддержание на забое или устье скважины заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. Режим эксплуатации считается оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита или депрессии на пласт для заданных геолого-технических условий пласта и скважины, приводит к преждевременному нарушению работы одного из звеньев системы пласт - скважин - наземные промысловые сору-жения. Выбор оптимального технологического режима эксплуатации может быть осуществлен при наличии теоретически обоснованных и проверенных на практике методов, учитывающих огромное число факторов, связанных с геолого-техническими условиями пластов и скважин.

В процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливается технологический режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.

Приток газа к забою скважины из пласта описывается уравнением

, (2.1)

где Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давления;

а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q - дебит скважины.

Из этого уравнения видно, что чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит. Неограниченное увеличение дебита скважин может привести к осложнениям в процессе эксплуатации.

Ниже проанализированы данные технологического режима работы газо-конденсатных скважин УКПГ-14 на 4 квартал 2009 года, полученые в ГПУ ООО ”Газпром добыча Оренбург”. Основные параметры существующих технологических режимов вертикальных скважин, (№№ 14003, 285 и 386) приведены в таблице 2.1.

Среди множества различных факторов, определяющих режим работы скважины в условиях ОНГКМ определяющими являются те, которые обеспечивают безгидратную работу скважин, вынос механических примесей и жидкости с забоя скважин и борьбу с коррозией оборудования.

Из анализа существующего технологического режима выбранных вертикальных скважин следует, что скважины работают с высокими дебитами.

Скважина №14003 вскрывает 2-й эксплуатационный объект, имеет открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.

Скважины №285 и 386 вскрывают 1 и 2-й эксплуатационные объекты, имеют открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.

Воды в продукции не наблюдается, осуществляется подача метанола.

На рисунке 2.1 представлена схема подземного оборудования вертикальной скважины.

Таблица 2.1 - Технологический режим работы газоконденсатных скважин 14003, 285 и 386 на 4 квартал 2009 года

№ скв.	Эксплуатационный объект	Пробуренный забой	Проход по НКТ	Интервал вскрытия	Вид вскрытия	Эксплуатационная колонна	НКТ	Р стат	Р пласт	Существующий режим	Намеченный режим
						Диаметр	Глубина	Диаметр	Глубина			Р буф	Фактический дебит	Р заб	Депрессия	Давление	Намеченный дебит	Метанол
													газа	конденсата	воды			Р буф	Р шлейф	Р бвн	газа	конденсата	воды
		м	м	м		мм	м	мм	м	атм	атм	атм	т.м3/с	т/с	м3/с	атм	атм	атм	атм	атм	т.м3/с	т/с	м3/с	м3/с
14003	2	1693	1667	1606-1670	ствол	177,8	1693	100	1636	59	71	48	380	6,09	0,0	63	8,0	48	45	44	380	7,60	0,0	0,97
285	1,2	1787	1722	1550-1787	ствол	177,8	1550	100	1715	62	72	47	420	6,7	0,0	66	6,0	47	45	44	420	7,98	0,0	1,07
386	1,2	1760	1718	1549-1760	ствол	177,8	1549	100	1711	62	75	49	460	7,4	0,0	62	13,0	48	45	44	520	9,88	0,0	1,32

Рисунок 2.1 - Схема подземного оборудования вертикальной скважины

2.3 Результаты газогидродинамических исследований скважин №№ 14003,285,386

Скважины №№ 14003, 285, 386 были исследованы на 4-х стационарных режимах фильтрации.

По результатам обработки и интерпретации данных, полученных во время исследований, которые приведены в таблице 2.2, построены индикаторные кривые (рисунки 2.2, 2.3, 2.4) и определены коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и b, по которым в дальнейшем будут рассчитаны основные фильтрационно-емкостные параметры

Таблица 2.2 - Данные полученные при исследовании скважин на стационарных режимах

№ скважины	№ режима	Рпл	Рз	Qi	?P2	?P2/Qi
		МПа	МПа	Тыс.м3/сут	МПа2	МПа2·сут/тыс.м3
14003	1	6,963	6,804	110	2,179	0,019
	2	6,963	6,656	190	4,175	0,022
	3	6,963	6,441	285	6,997	0,025
	4	6,963	6,178	380	10,309	0,027
285	1	7,061	6,964	105	1,364	0,013
	2	7,061	6,834	210	3,145	0,015
	3	7,061	6,672	315	5,345	0,017
	4	7,061	6,472	420	7,963	0,019
386	1	7,355	7,162	115	2,805	0,024
	2	7,355	6,892	230	6,594	0,029
	3	7,355	6,537	345	11,369	0,033
	4	7,355	6,080	460	17,128	0,037

По результатам исследований на стационарных режимах фильтрации получены коэффициенты фильтрационного сопротивлений для скважин № 14003 (ав=0,016821 и bв=0,000027), № 285 (ав=0,010996 и bв=0,000019), № 386 (ав=0,020107 и bв=0,000037).

Рисунок 2.2 - Зависимость ?Р2 и ?Р2/Q от Q по скважине № 14003.

Рисунок 2.3 - Зависимость ?Р2 и ?Р2/Q от Q по скважине № 285.

Рисунок 2.4 - Зависимость ?Р2 и ?Р2/Q от Q по скважине № 386.

2.4 Коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин 14003, 285, 386. Их использование для пересчета на аналогичные коэффициенты горизонтальных скважин

Коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационного сопротивления используются при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений приближенным методом. Коэффициенты фильтрационного сопротивления зависят от:

- состава и свойств газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин;

- законов фильтрации;

- устойчивости, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

- продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

- термобарических параметров пористой среды и газа;

- конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

- качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

- величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров.

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов a и b зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов a и b невозможен приближенный прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов a и b является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов a и b, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационного сопротивления. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое или по дебитам и, желательно, при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов a и b.

Из формулы притока газа к вертикальной скважине следует, что в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений, а именно a и b.

При известных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для определения коэффициентов a и b необходимо как минимум два уравнения притока с одинаковыми значениями a и b.Однако, учитывая возможные ошибки при определении пластовых и забойных давлений и дебитов, приводящие к большим погрешностям в величинах a и b, двухрежимный метод не получил широкого распространения, хотя математически такой метод не требует дополнительного обоснования.

Широкое применение получил графический метод определения коэффициентов a и b, требующий исследовать скважины на не менее чем пяти режимах. При этом от двух до трех режимов из них должны проводиться повторно обратным ходом, то есть с большего дебита на меньший, с целью проверки данных, полученных при сравнительно небольших дебитах, когда возможны наличие столба жидкости на забое. Очень часто на промыслах число режимов, особенно если они охватывали весь диапазон изменения дебита с минимального до максимального, приводит к неправильной интерпретации результатов.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяются по формулам

, (2.2)

Где м(P,T) - коэффициент вязкости газа, зависящий от давления и температуры;

z(P,T) - коэффициент сверх сжимаемости газа, зависящий от давления и температуры;

Pат - атмосферное давление;

Tпл - температура пласта;

k(P) - коэффициент проницаемости пласта;

h - толщина пласта;

Tст - стандартная температура;

Rк и Rc - радиусы контура питания и скважины;

C1- коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

C2 - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласта.

, (2.3)

Где сат - плотность газа при атмосферных условиях;

l - коэффициент макрошероховатости пласта;

C3 - коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта при квадратичной составляющей в формуле 2.1;

C4 - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласт при квадратичной составляющей в формуле 2.1.[3]

Формулы (2.2) и (2.3) характеризуют структуры коэффициентов a и b.

2.4.1 Пересчет коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины

На практике зачастую требуется провести предварительную оценку целесообразности бурения горизонтальной скважины на месторождении, которое разрабатывается сеткой вертикальных скважин и, следовательно, информации о горизонтальной проводимости пласта нет.

В таких случаях допустимо использование метода пересчета коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины, предложенного профессором З.С. Алиевым в работе.

Неоднородность пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях характеризуется параметром анизотропии, то есть отношением вертикальной проницаемости к горизонтальной. Параметр анизотропии пласта имеет существенное значение при прогнозировании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой или нефтяной оторочкой, при оценке возможности прорыва газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал, при изучении взаимодействия пропластков многопластовых залежей и др. Неоднородность пласта по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях изучается в основном экспериментальным путем. В настоящее время в работе предложен метод определения параметра анизотропии, в частности вертикальной проницаемости пласта по данным КВД расчетным путем. Оценить величину параметра анизотропии пласта позволяет кривая восстановления давления (КВД), снятая в скважинах, вскрывших анизотропный пласт.

В случае если же пласт изотропен, а также уже определены коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв необходимость обработки КВД в других координатах не требуется.

Используя результаты исследования вертикальных скважин по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины aг и bг

, (2.4)

где Rк и Rс - радиусы контура питания и скважины;

C1- коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

a* - определяется по формуле

, (2.5)

где м - коэффициент вязкости газа;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

Pат - атмосферное давление;

Tпл - температура пласта;

k - коэффициент проницаемости пласта;

Tст - стандартная температура



, (2.6)

Где C2 - коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

b* - определяется по формуле

, (2.7)

где с - плотность газа;

l - коэффициент макрошероховатости пласта.

По известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины aв и bв из уравнений (2.4) и (2.6) определяют параметры a*и b*. Далее используя значения параметров a*, b*и аналитические структуры коэффициентов фильтрационного сопротивления aг и bг. В формуле притока газа к горизонтальной скважине полностью вскрывшей полосообразный фрагмент залежи определяется значения aг и bг.

, (2.8)

где Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давления;

и - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q - дебит скважины.

, (2.9)

, (2.10)

где L - длина горизонтального участка.

(2.11)

Это означает, что параметры a*и b*, найдены по результатам исследования вертикальной скважины могут быть использованы и для горизонтальных скважин.

C учетом формул (2.9) и (2.10) получим следующую формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины, полностью вскрывшей изотропный полосообразный пласт