Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 106

Очевидно, что рассчитанные по этой методике дебиты газа скважины на каждый момент разработки залежи t должны быть рав­ны между собой или весьма незначительно отличаться друг от друга в случае внесения определенных корректив, принцип определения ко-горых изложен в работе [21.

Однако практика разработки и эксплуатации залежей природно­го газа показала несостоятельность определения основных показате­лей их разработки (в первую очередь - рабочих дебитов газа и числа скважин) по общепринятой в настоящее время методике.

Нами проанализированы геолого-промысловые данные разра­ботки свыше пятидесяти месторождений природных газов СНГ, за­лежи которых приурочены как к карбонатным, так и терригенным коллекторам. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов зале­жей находятся в широком диапазоне величин, их разработка протека-

249

ла как в условиях газового, так и различной степени активности во­донапорного режима.

В результате обобщения фактических данных по эксплуатации около трех тысяч скважин, дренирующих газовые месторождения, было выявлено [3], что дебиты газа скважин, введенных в эксплуата­цию спустя значительный срок после начала промышленной разра­ботки залежей, практически всегда существенно (в 2-30 раз) меньше дебита газа скважин, начавших дренировать залежи первыми. Ука­занная разнодебитность скважин наблюдается фактически во все вре­мя совместной эксплуатации "первых" и "последних" скважин, в том числе и на небольших по запасам залежах

Впервые такое поведение в работе скважин было обнаружено при анализе разработки газоконденсатной залежи, приуроченной к первой продуктивной пачке нижнемеловых отложений Ленинград­ского месторождения Краснодарского края [5].

В данной работе приведем краткие данные по производительно­сти скважин (что не было сделано нами в работе [3]), дренирующих газоконденсатные залежи, приуроченные к указанной первой продук­тивной пачке нижнемеловых отложений Ленинградского месторож­дения Краснодарского края и к нижнеангидритовому горизонту (НАГ) Шебелинского месторождения Украины. Здесь не рассматри­ваем результаты изменения производительности скважинного фонда араукаритовой свиты (АСК) и свиты медистых песчаников (СМП) Шебелинского ГКМ. Обширный материал по данному вопросу будет опубликован отдельно.

Выбор залежей обоснован тем. что они приурочены к коллекто­рам с резко отличающимися друг от друга фильтрационно-емкостными свойствами и их разработка сопровождалась активным проявлением водонапорного режима (залежь первой продуктивной пачки Ленинградского месторождения), "умеренным" проявлением водонапорного режима (залежь АСК) и газовым режимом (залежи НАГ и СМП).

В табл. 1 приведены промысловые данные только за один 1975 г. по эксплуатации скв. 12, 29, 35, 53, 82 и 88, дренирующих газокон-денсатную залежь первой продуктивной пачки нижнемеловых отло­жений Ленинградского месторождения. Анализировалась же инфор­мация за весь период их совместной эксплуатации с 01.12.1971 по 01.04.1977 гг.

250

Таблица 1

Промысловые данные по добыче газа скв.12, 29, 35, 53, 82 и 88,

индивидуально дренировавшими первую продуктивную пачку

нижнемеловых отложений Ленинградского месторождения в 1975 г.