экономится время при подготовке исходных материалов (при обработке результатов градуировки аппаратуры, редактировании данных измерений и их компоновке, контроле качества исходной промысловой и геолого-геофизической информации) ;

Начиная с 1992 г. на скважинах АО Норильск-Газпром (Южно-Соленинское, Северо-Соленинское месторождения и др.) проводятся опытно-промышленное опробование и внедрение пакета программ для количественной обработки материалов газодинамики "ГЕККОН" (разработки ГАНГ им. И.М. Губкина). Полученные материалы позволяют сделать первые выводы о возможностях и перспективах дальнейшего использования ЭВМ.

Внедрение автоматизированной обработки материалов газогидродинамических исследований эксплуатационных скважин проходило в два этапа. Сначала были опробованы известные, широко используемые на производстве методы обработки материалов. В их числе - определение интервальных дебитов газа по расходометрии, оценка плотности неподвижного флюида, заполняющего ствол скважины, расчет емкостных и фильтрационных параметров работающих пластов по термобарорасходометрии и радиометрии.

Как известно, распределение жидкости и газа по стволу скважины характеризуется истинными и расходными содержаниями [1, 2]. Истинные - показывают содержание компонентов (воды, газа, конденсата) в заданном объеме, расходные - количество вещества, проходящее через сечение ствола в единицу времени.

Рассмотрим результаты комплексной обработки материалов газогидродинамических и геофизических исследований по скв. 401 Северо-Соленинского месторождения (рис. 1, рис. 2). Измерения в скважине выполнялись как основными методами определения состава (барометрия, влагометрия), так и методами, необходимыми для количественной оценки притока (расходометрия, термометрия, барометрия). Конструкция забоя (башмак НКТ выше продуктивной толщи, один интервал перфорации, большой зумпф) благоприятна для проведения качественных геофизических исследований. Они выполнены на нескольких режимах работы скважины, что позволяет судить о динамике работы пласта в зависимости от депрессии.

По данным НГК и влагометрии уровень жидкости в неработающей скважине наблюдается на глубине 2344 м, уровень воды - 2347 м. В интервале 2344-2347 м находится смесь конденсата с водой, выше - 2342-2344 м - конденсат.

На рис. 1 представлен пример определения по результатам газогидродинамики разделов фаз и распределения жидкости и газа по стволу при работе скважины на штуцере 16 мм.

В работающей скважине состав смеси в зависимости от режима (диаметра штуцера, Дшт) меняется следующим образом (табл. 1).

Примечание. Уровни: 1 - газоконденсатная взвесь с незначительным количеством воды, 2 - трехфазная смесь, 3 - газовый конденсат, 4 - вода.

Такое поведение среды на забое от режима к режиму говорит о ярко выраженной тенденции в изменении границ работающей толщи. Сначала с ростом депрессии наблюдаются снижение уровня жидкости и улучшение газоотдачи из пропластка 2335-2344 м - вплоть до режима Дшт-20 мм. Затем темп прироста газоотдачи уменьшается, а столб жидкости начинает расти.

Чтобы оценить характер перераспределения газоотдающих толщ, проанализируем вклад отдельных пропластков в суммарный дебит газа (табл. 2).

Из анализа таблицы можно сделать вывод, подтверждающий приведенное ранее: пропласток из интервала 2337-2344 м вплоть до режима Дшт-20 мм увеличивает вклад в суммарный дебит газа, после чего наступают условия, когда рост дебита газа из данного интервала прекращается. Нижняя часть интервала перфорации (IV) обводнена и не влияет на продуктивность объекта. Верхний интервал (I) с увеличением депрессии уменьшает свой вклад, так как фильтрационные свойства этого пропластка, видимо, несколько хуже, чем интервалов II и III.

Условно принимаем, что вся имеющаяся на забое жидкость (вода, газовый конденсат) - это вода. Далее будем решать уравнение движения двухфазной смеси (газ-вода), а в выводах сделаем поправку, что расчетные расходные значения жидкой фазы представлены в эквиваленте плотности воды (т.е. для чистого конденсата дебит жидкой фазы будет искусственно занижен на величину соотношения плотностей воды и конденсата) .

В табл. 3 приведены значения суммарных расходных параметров, рассчитанных в интервале НКТ. Здесь они сопоставлены с промысловыми данными, что позволяет судить о достоверности расчетов.

Примечание. Вж - расходное содержание, Qж -дебит жидкости (по промысловым данным конденсата с примесью метанола)

Как видно из табл. 3, режим отбора продукции на Дшт-20 мм является наиболее экономичным для скважины, так как на этом режиме не только сокращается зона барботажа (значит и улучшаются энергетические способности скважины к выносу всех флюидов на устье), но и уменьшается поступление в ствол жидкости. Причем это уменьшение (по результатам расчетов) наблюдается как в процентном соотношении (Вж), так и в абсолютном виде (Ож). Одновременно на данном режиме вследствие начала свободного поступления газа из интервала 2343-2345 м максимально снижается уровень воды (до отметки 2345 м).

На рис. 2 представлены результаты расчетов глубинных профилей следующих параметров: расходного объемного содержания жидкости Вж, истинного объемного содержания жидкости Фж, энергетического параметра QR. Последний определяет соотношение потерь давления в стволе для чистого газа (рассчитанного теоретически) и газожидкостной смеси (определенной по результатам газогидродинамических исследовании в скважине). Резкие изменения с глубиной этого параметра - симптом нарушения неразрывности потока, в частности в связи с поступлением в ствол жидкости - поток вынужден потратить дополнительную энергию на ее вынос.

интервалы, где истинное содержание жидкости много больше расходного (Фж >> Вж); это интервалы, где жидкость практически не движется (ниже уровня воды в стволе);

интервалы, где истинное и расходное содержание сравнимы, но расходное меньше по величине (Фж > Вж); здесь газ проходит через застойную жидкость, частично вынося ее на поверхность (зона барботажа);

интервалы, где истинное и расходное содержание близки; происходит полный вынос жидкости из ствола - вся жидкость в стволе движется;

интервалы нестабильности поведения энергетического параметра QR, где возможен приток в ствол жидкой фазы.

В табл. 4 выделены основные интервалы аномального поведения расходных параметров.

Сравнительный анализ изменений уровней фаз, колебаний границ зоны барботажа и границ интервалов, где по характеру поведения энергетического параметра QR наблюдается невыполнение уравнения неразрывности потока, позволяет сделать следующие выводы.

1. Изначально (в статике при Ру=14,8 МПа) продуктивный пласт СД-VIII имеет следующее насыщение горизонтов: выше отметки 2342 м - газ 2342-2344 м - газовый конденсат, 2344-2347 м - смесь газового конденсата с водой, ниже отметки 2347 м - пластовая вода.

2. По мере увеличения депрессии на пласт (Дшт=10; 16; 20 мм и Ру=14,0; 13,4; 12,7 МПа) граница притока газа постепенно понижается до отметок 2343, 2344 и 2345 м. Прискважинная зона очищается, растет объемная доля газовой фазы в продукции скважины (от 89 до 95%).

3. При достижении некоторого критического значения депрессии (начиная с режима Дшт=24 мм и Ру=11,5 МПа, и особенно на режиме Дшт=28 мм и Ру=9,7 МПа), средний участок пласта (2343-2345 м) "работает" чистой жидкостью, уровень которой также повышается. Одновременно резко возрастает вынос жидкости на устье. В скважине тратится энергия на подтягивание жидкой фазы по горизонтам продуктивного пласта и удаление с забоя этой дополнительной жидкости вместе с остальной продукцией.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев и др. - М.: Недра, 1978.

2 Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. Т. I / Под ред. Ю.П. Коротаева - М.: Недра, 1984.

3 Ипатов A.И., Кременецкий М.И„ Кульгавый И.А. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом // Обзор ВНИИЭгазпром. - М., 1991.

4 Ипатов А.И. Кривко Н.Н. Выявление интервалов обводнения в действующих газовых скважинах методами геофизических исследований скважин / Изв. вузов. Сер.Нефть и газ. - 1989. - № 7. - С.3-7.

Рис. 1. Оценка истинных содержаний трехкомпонентной смеси по термо-, баро- и влагометрии при работе скважины на штуцере 16 мм.
Цифры в кружках: 1 - термометрия; 2 - барометрия; 3 - влагометрия; 4 - плотность смеси по барометрии; 5-8 - содержание: 5 - газоконденсата, 6 - газа, 7 - жидкости по барометрии, 8 - воды; 1 - интервал перфорации; 2 - аргиллит; 3 - НКТ; 4 –песчаник

Рис. 2. Оценка расходных содержаний смеси по расходо-, баро- и термометрии при работе скважины через штуцер 16 мм. Цифры в кружках: 1 - расходометрия; 2 - барометрия; 3 - термометрия; 4 - истинное содержание жидкости в эквиваленте плотности воды; 5 - расходное содержание жидкости в эквиваленте плотности воды; б - энергетический параметр. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1.