Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 [ 15 ] 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

зовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим встречается относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется внешняя по отношению к пласту вода.

Газовый режим

Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии сжатого природного газа. Естественно, что падение давления в поровом пространстве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.

Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления p/z = /(О) представляет собой гипотенузу прямоугольного треугольника с катетами (р/г)н„ и Она,- Здесь р - текущее пластовое давление, z - текущее значение коэффициента сжимаемости пластового газа, О - текущий накопленный отбор газа. Он», - начальные суммарные запасы газа в залежи.

С.Н. Закиров и Б.Б. Лапук отмечали [14], что прямолинейность зависимости p/z от О в рассматриваемых координатах является необходимым, но недостаточным условием проявления газового режима. Из опыта разработки газовых месторождений следует, что в ряде случаев указанная зависимость может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. Прямолинейность зависимости может быть в этом случае вызвана изменением темпа отбора газа, как показали своими исследованиями Ф.А. Требин и В.В. Савченко [14].

Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости p/z = /{О ), построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.

С другой стороны, следует отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое

0,2 0,4 0,6 0.8 Q

0.2 0.4 0.6 0.8 Q

Рис. 1.24. p/z- зависимость для залежей Верхне-Омринского (а) и Вой-Вожского [б) месторождений:

1 - фактическое снижение приведенного давления; 2 - линия газового режима; 3 - динамика темпов отбора газа (£0) из залежей

снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.

На рис. 1.24 представлены примеры зависимости приведенного давления от объема отобранного газа для газовых месторождений Верхне-Омринского и Вой-Вожского (Республика Коми). При газовом режиме работы залежи здесь наблюдается более резкое, чем ожидалось, падение давления. Объяснение кроется в том, что часть начальных запасов газа располагалась в слабопроницаемых зонах продуктивных отложений. Когда в ходе разработки залежей возникли гидродинамические условия (благодаря достаточно значительному снижению давления в дренировавшейся с самого начала области), слабопроницаемые области стали отдавать газ. Соответствующий период разработки виден на графиках - отсюда кривые стали выполаживаться. Тем не менее часть запасов осталась заблокированной в области плохих коллекторов (кривые давления идут параллельно ожидавшимся графикам, но при продолжении до оси отборов отсекают участки, которым соответствуют запасы меньше начальных).

Водонапорный режим

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.

П.Т. Шмыгля справедливо квалифицирует упруговодонапорный режим как наиболее общее проявление внешнего источника энергии разрабатываемого газового пласта [56]. При таком понимании выделяемый иногда же-стководонапорный режим является лишь частным случаем упруговодона-порного режима, поскольку изменение темпов отбора газа из залежи немедленно вызывает проявление упругой составляющей в балансе сил, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Наиболее ранним признаком поступления в залежь воды является понижение уровня в пьезометрических скважинах, пробуренных на водоносный пласт или в законтурную область пласта-коллектора, являющуюся ближайшей к залежи частью водонапорного бассейна. Чем больше фонд пьезометрических скважин, тем точнее можно оценить текущий объем внедрившейся в газонасыщенную зону воды.

Источником дополнительной информации о режиме работы газоносного пласта являются также данные геофизических исследований скважин, а именно данные о подъеме ГВК (ГНК).

Далее свидетельством поступления в залежь воды могут быть промысловые данные по обводнению продукции скважин. Эти данные включают как результаты контроля за содержанием воды в продукции скважин, так и результаты химического анализа попутной воды (по динамике содержания, например, ионов хлора). Располагая информацией о составе подошвенной и законтурной воды, можно судить как о фактах внедрения этих вод в газонасыщенную область, так и о количестве поступающей воды, если систематически контролировать состав попутной воды добывающих скважин, начиная с периферийных.

На рис. 1.25 показаны возможные виды зависимости p/z = f(0) при разработке газовых залежей, в том числе в случае водонапорного режима. В зависимости от геологической и гидрогеологической обстановки, а также от динамики темпа отбора флюидов из пласта приведенное давление p/z может монотонно снижаться, может также после снижения давления демонстрировать стабилизацию и даже рост.

Рассматривая эти варианты, Г.В. Рассохин [22] писал о затухающем или активизирующемся упруговодонапорном режиме.

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

рЛ,МПя

400 800 1200

Рис. 1.25. Возможные виды p/z-зависимостей для газовых залежей.

Режим: / -газовый; 2, 4 - затухающий и 3 - активизирующийся упруговодонапор-ный; 5 - жесткий водонапорный

Рис. 1.26. Зависимости p/z = / [Од„в«)1 для залежей 2 и 3 в 111 горизонте Анастасиев-ско-Троицкого месторождения:

/ - залежь 2; 2 - залежь 3