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 про-верки 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 сверхсжимаемости 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.