Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 108

Методика анализа такова. Газонасыщенная площадь месторож­дения разбита на равные квадраты площадью 6,25 км², и в каждом квадрате взяты по две скважины. Одна из этих скважин начала дре­нировать залежь в пределах площади квадрата первой, другая - по­следней. Например, в квадрате 5д НАГ первой введена в эксплуата­цию (табл. 2, 3) скв. 30, последней - скв. 618.

На рис. 3 представлена схема расположения указанных скважин, дренирующих залежи НАГ. Аналогичные схемы построены для зале­жей СМП и АСК. Соответственно квадратов, в которых находятся эксплуатационные скважины, оказалось: 22 - для НАГ, 40 - для СМП и 11 - для АСК.

Такой подход к анализу продуктивных характеристик скважин сводит к минимуму влияние на их производительность резкого изме­нения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, к кото­рым приурочены залежи, литологии коллекторов и тектонических на252

рушений. В самом деле, в пределах этих квадратов расстояние между скважинами измеряется сотнями метров, и можно полагать, что сква­жины дренируют относительно однородные по своим фильтрацион-но-емкостным свойствам (ФЕС) участки продуктивных горизонтов.

Несколько слов о ФЕС продуктивных горизонтов Шебелинского ГКМ. Газоконденсатная залежь НЛГ приурочена к песчаникам и ан­гидритам, среднее значение пористости которых составляет 10 %, а проницаемость изменяется в пределах от 5-10"^ь до 10-10"¹⁵ мг. Залежь СМП приурочена к песчаникам со средней пористостью 5,3 % и про­ницаемостью, аналогичной проницаемости.коллекторов НАГ. И, на­конец, залежь АСК также приурочена к песчаникам со. средней по­ристостью 8,9 % и проницаемостью такой же, как и у коллекторов НАГ и СМП.

В табл. 2, 3 приведены в качестве примера промысловые данные по скважинам, дренирующим залежи НАГ лишь в пяти квадратах. Полное сопоставление данных по всем горизонтам убедительно под­тверждает выводы, сделанные на основе изучения продуктивных ха­рактеристик скважин Ленинградского ГКМ. В среднем удельные де-биты газа "поздних" скважин по всем трем залежам Шебелинского месторождения в 1,8 раза ниже удельных дебитов "первых" скважин.

Рассмотрение полученных результатов свидетельствует о том, что в крайне редких случаях удельный дебит газа "поздних" скважин превышает аналогичную величину "первых" скважин. Причем причи­ной более высокого удельного дебита "поздних" скважин является то, что "первые" неоднократно останавливались на проведение капиталь­ных ремонтов (скв. 286 - трижды; общее время простоя скважины со­ставило 193 дня, в то время как соседняя с ней "поздняя" скв. 439 ре­монтировалась один раз с общим простоем 27 дней). Скв. 186 ре­монтировалась 8 раз: общий простой составил 323 дня. Соседняя с ней скв. 187 была остановлена на ремонт один раз с простоем в 34 дня.

Наряду с общеизвестными причинами низкой производительно­сти скважин - плохие ФЕС пород-коллекторов, загрязнение приза-бойной зоны фильтратом бурового раствора в процессе бурения скважины, при перфорации колонн и проведении капитальных и под­земных ремонтов, образование ■ кристаллогидрат! [ых, солевых и пес­чаных пробок в призабойных зонах и стволах скважин - отметим, что

253