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

и к возрастанию потерь давления на пути движения газа от пласта до магистрального газопровода, следовательно, - к сокращению периода бескомпрессорной эксплуатации.

Месторождение Газли введено в разработку в 1961 г. с подачей газа в газопровод Газли-Каган-Ташкент. С этого момента начинается период опытно-промышленной эксплуатации месторождения. Началом промышленной разработки считается конец 1963 г., когда вступила в эксплуатацию первая нитка магистрального газопровода Бухара-Урал.

В период опытно-промышленной эксплуатации проверялась обоснованность принятых в проекте начальных допустимых дебитов скважин. В 1962 г. в эксплуатации находилось 5 скважин X горизонта, в начале 1963 г. были подключены 10 скважин IX горизонта. На конец 1963 г. в эксплуатации находилось 40 скважин.

Анализ изменения дебитов был проведен по 15 скважинам, которые находились в эксплуатации от полугода до двух лет. Почти все эти скважины переведены в эксплуатационные из разведочного фонда. Они характеризуются значительным несовершенством по степени и характеру вскрытия.

Скважины 5, 8 и 10 X горизонта при проектной депрессии эксплуатировались с дебитами 800-900 тыс. м/сут. Скважины IX горизонта различались несовершенством по степени вскрытия. Это привело к различиям их дебитов от 300 до 1300 тыс. м*/сут.

Опытно-промышленная эксплуатация показала, что продуктивная характеристика большинства скважин улучшается во времени. Следовательно, допустимые дебиты (депрессии), определенные по результатам исследования небольшого числа разведочных скважин, нуждались в корректировании, а соответственно - и данные о необходимом числе скважин для разработки месторождения.

В течение 1961-1965 гг. были разбурены западная, центральная и значительная площадь восточной части структуры по IX и X горизонтам. В восточной части месторождения было пробурено 23 скважины на XII и XIII горизонты.

На первый квартал 1965 г. на основе многоцикловых исследований были определены средние текущие дебиты скважин. При отмеченных проектных депрессиях средние дебиты скважин IX горизонта составили 900 тыс. м/сут, дебиты скважин X горизонта - 930 тыс. MVcyT, скважин XII-}-XIII горизонтов - 710 тыс. м«/сут. При этих расчетах не учитывались 25 эксплуатационных скважин из числа бывших разведочных.

В 1964-1965 гг. по скважинам месторождения Газли проводились геофизические исследования в комплексе с газодинамическими. Эти исследования показали, что во многих скважинах не дренируются отдельные высокопроницаемые и высокогазонасыщенные пропластки. В результате проведенных работ по интенсификации добычи газа (нефтегазоконденсатные ванны и,др.) на 20-30% и более повысились дебиты скважин эксплуатационного фонда, увеличились общие Добывные возможности месторождения.

Таким образом, проведенные исследования и анализ данных эксплуатации скважин позволили уточнить представления о допустимых дебитах (при проектных депрессиях) и привели к необходимости уточнить число скважин для разработки месторождения Газли до конца периода постоянной добычи газа.

III. На примере Шебелинского месторождения рассмотрим возможность выявления взаимодействия продуктивных горизонтов в процессе разработки (по данным исследований В. П. Войцицкого).

Шебелинское месторождение природного газа введено в промышленную разработку в 1956 г. Это крупнейшее месторождение обеспечивает газом важные промышленные районы страны - До-нецко-Приднепровский район, Центр, юг Украины и Прибалтику.

На Шебелинском месторождении промышленная газоносность приурочена к отложениям нижнего ангидритового горизонта (НАГ), свиты медистых песчаников (СМП) нижней перми и араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК). Продуктивные горизонты СМП и АСК имеют общий газо-водяной контакт на отметке около 2270 м. Этаж газоносности равен 1150 м.

В структурном отношении Шебелинское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, разбитую дизъюнктивными нарушениями на ряд блоков, смещенных по вертикали относительно друг друга (см. рис. 25). Амплитуда нарушений достигает 150-200 м в своде структуры и уменьшается к крыльям и периклиналям.

Широко развитая трещиноватость наряду с непосредственным контактированием разных стратиграфических комплексов по плоскостям тектонических нарушений обусловила газодинамическую связь отдельных горизонтов. Эта связь проявлялась на протяжении геологического времени при формировании месторождения. Поэтому необходимо было установить возможность и характер проявления этой связи за период разработки месторождения, так как эта газодинамическая связь может оказывать значительное влияние на все показатели разработки месторождения.

Начальное статическое устьевое давление, приведенное к отметке --180 м, одинаково по всем горизонтам и составляет 207 кгс/см*. Пластовое давление по отдельным горизонтам различается только на вес столба газа.

Первым был введен в разработку продуктивный нижний ангидритовый горизонт (НАГ) - в июне 1956 г. с вступлением в эксплуатацию СКВ. 30 и 14. Разработка свиты медистых песчаников (СМП) началась в конце 1956 г. после введения в эксплуатацию скв. 34, 40 и 102. Разработка араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК) начата в январе 1960 г. с введением в эксплуатацию скв. 143, вскрывшей совместно СМП и верхи АСК.

Первые данные о проявлении активной газодинамической связи между продуктивными горизонтами были получены после ввода в разработку горизонта НАГ.

Анализы дебитов по скважинам НАГ показали, что наиболее

продуктивными являются участки залежи, осложненные большим количеством тектонических нарушений. Повышенными дебитами характеризовались скважины, непосредственно расположенные у нарушений (скв. 14, 2, 115, 111). Это могло объясняться образованием при разрыве сплошности пород микро- и макротрещин и перетоками газа из СПМ.

Наиболее продуктивной по НАГ оказалась западная зона, где отмечается наибольшее число сбросов. По плоскостям этих нарушений местами имеется непосредственный контакт с отложениями СМП. Наличие газодинамической связи между продуктивными горизонтами в западной зоне подтверждается примерно одинаковым характером изменения во времени статических давлений на устьях скважин горизонтов НАГ, СМП и АСК. Так, статическое давление по скв. 102, эксплуатирующей горизонт Mj (СМП), на протяжении длительного времени практически не отличается от статического давления по СКВ. 2 (НАГ), находящейся на расстоянии 100 м от последней. Скв. 71 (Ml) пробурена в начале 1961 г. При этом статическое давление оказалось равным 196,9 кгс/см. Это почти на 10 кгс/см меньше первоначального, несмотря на то, что в данной зоне горизонт М не разрабатывался. Статическое давление по близ расположенным СКВ. 115, 111 и 105 в это время было 195-196,5 кгс/см. Следовательно, снижение статического давления по скв. 71 могло быть вызвано только перетоком газа в НАГ. Значительное время скв. 71 выполняла функции наблюдательной. За весь этот период давление по скважине было очень близким к статическому давлению но окружающим скважинам НАГ.

В конце 1960 г. была пробурена скв. 168 на горизонты -М свиты медистых песчаников. Статическое давление оказалось равным 190 кгс/см", что лишь на 1-3 Krc/cM** выше давления по соседним скважинам НАГ.

Анализ статического давления Рст по скважинам позволил установить наличие газодинамической связи между СМП и АСК, существование перетока газа из АСК в СМП.

При испытании в 1959 г. первого объекта в скв. 57 (опробование проводилось снизу вверх) было получено р = 205,6 кгс/см*, т. е. на 1,2 кгс/см" ниже первоначального по месторождению. По второму объекту получено = 205,5 кгс/см", по третьему />ст - = 204,4 кгс/см", по четвертому = 204,2 кгс/см". Если учесть, что к этому времени АСК еще не разрабатывалась, то снижение статического давления по скважине объясняется перетоками газа в СМП и далее - в НАГ. Статическое давление по скв. 58 и 238 (АСК) к моменту ввода в эксплуатацию также оказалось значительно ниже первоначального.

Относительное повышение в дальнейшем отборов газа из СМП и АСК ускоряет падение пластового давления в данных горизонтах, в результате чего уменьшаются перетоки газа в НАГ. После введения в эксплуатацию скв. 168, 191, 148, 57 и др. пластовое давление по ним приблизилось к давлению в НАГ. Это привело к увеличению