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

темпов падения давления но скважинам НАГ (скв. 14, 2, 111, 115).

На 1/1 1965 г. из скважин западной зоны НАГ отобрано 15,4 млрд. м газа. Это почти 50% от всей добычи по горизонту. В то же время западная зона занимает лишь 18% всей площади газоносности по НАГ. Пластовое давление по зоне составляет 174,7 кгс/см*, т. е. снизилось по сравнению с первоначальным на 61,2 кгс/см*.

Первоначальные запасы газа в западной зоне, подсчитанные объемным методом при максимально возможных значениях расчетных параметров, составляют менее 30 млрд. м. При таких запасах пластовое давление должно снизиться до 120 кг/см*. Замедленное падение пластового давления по западной зоне в целом также свидетельствует о перетоках газа из СМП в НАГ.

Построение профилей распределения пластового давления показывает, что, например, в районе скв. 30, 14, 129, 115, 111 и 117 за весь анализируемый срок разработки в НАГ происходит более интенсивное падение пластового давления. Это определило направление перетоков снизу вверх. В других частях западной зоны в связи с превышением давления в НАГ над пластовым давлением в СМП перетоки газа могли иметь только обратное направление.

Центральная зона характеризуется сравнительно низкой продуктивностью. Известные здесь тектонические нарушения имеют небольшую амплитуду и расположены преимущественно по краям зоны. Только в восточной части НАГ контактирует с СМП. Однако вследствие значительных отборов газа из СМП в данном районе (скв. 110, 62, 34) перетоки газа в НАГ имеют ограниченный характер. Об этом говорят и данные разработки.

Вооточная зона НАГ изолирована от основной части залежи меридиональным нарушением. В данной зоне только в начальные моменты времени темп падения давления в скважинах НАГ был выше, чем в СМП и АСК. Затем разработка СМП характеризовалась более высокими темпами отбора газа по сравнению с отборами из НАГ и АСК. Это определило характер перетока газа в СМП - из НАГ и АСК. О существовании подобных перетоков свидетельствуют данные по скв. 178 (АСК). Эта скважина пробурена на горизонт Ag, который в данной части структуры не вскрыт ни одной эксплуатационной скважиной. Пластовое давление по этой скважине оказалось на 8,8 кгс/см* ниже первоначального. В последующие два года давление снизилось еще на 5,3 кгс/см*.

Таким образом, анализ изменения во времени статического устьевого и пластового давления по скважинам позволил установить зоны отсутствия и наличия перетоков газа между продуктивными горизонтами Шебелинского месторождения. Наличие перетоков необходимо было учитывать нри подсчете запасов газа по горизонтам и месторождению в целом. Подсчет запасов газа по Шебелинскому месторождению в 1968 г. проводился во ВНИИгазе на электроинтеграторе с учетом газодинамической связи продуктивных горизонтов.

В результате анализа распределения и изменения во времени

давлений по пластам были внесены необходимые коррективы в технологию бурения скважин, в конструкции скважин и т. д. Естественно, что и прогнозные расчеты по определению показателей разработки не могут проводиться без учета места и характера возможных перетоков газа из пласта в пласт.

В заключение заметим, что описанные особенности перетоков газа в значительной мере определяются высокими фильтрационными сопротивлениями продуктивных пластов. Это привело к значительной дифференциации давления по пластам и площадям газоносности. Так, среднее значение коэффициента проницаемости по НАГ составляет 16 мД. Из 300 образцов керна СМП только по 36 образцам проницаемость была выше 5 мД, а по 12 образцам находилась в пределах 40-300 мД. Средняя проницаемость по СМП составляет около 6 мД. Проницаемость 110 образцов керна из АСК определялась в лабораторных условиях. Только в девятнадцати из них коэффициент проницаемости оказался выше 5 мД. Несколько ббльшие значения проницаемости получаются при определении их по параметрам проводимости, вычисленным по данным исследования скважин: от 5 до 25 мД, в среднем 16 мД.

§ 4. Определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуатации залежи

В связи с быстрыми темпами развития газовой промышленности страны существенное значение приобретает достоверный подсчет запасов газа в минимальные сроки и с минимальными капитальными вложениями. От достоверности подсчета запасов газа зависит эффективность использования капитальных вложений в разработку месторождения и обустройство промысла. Завышение, как и занижение, запасов газа является крайне нежелательным. Чем быстрее и достовернее будут оценены запасы газа и раньше будет введено в разработку месторождение, тем больший экономический эффект получит народное хозяйство от использования газа. Так, по данным ВНИИ-газа, каждый дополнительный миллиард кубометров газа, подаваемого в районы Центра европейской части Советского Союза, обеспечивает народному хозяйству страны прибыль около 10 млн. рублей.

В работе А. Л. Козлова, М. Л. Фиш и 3. Ф. Морозовой отмечается значительность сроков консервации месторождений. По крупнейшим месторождениям страны сроки консервации составляли 4-6 лет (Шебелинское месторождение - 6 лет, Газлинское - 4 года, Северо-Ставропольское - 6 лет). Для средних и мелких по запасам месторождений эти сроки доходили до 13 лет. Одной из причин консервации месторождений является отсутствие достоверной оценки запасов (затягивающаяся разведка месторождения с целью подсчета запасов газа).

В практике подсчета запасов газа широкое распространение получили объемный метод и метод, основанный на использовании

уравнения материального баланса и данных об изменении во времени среднего пластового давления и количества отобранного газа.

При использовании объемного метода необходимо знать поровый объем газовой залежи и такие параметры, как газонасыщенность и изменение ее по площади залежи. Из-за неоднородности коллекторов точность определения запасов газа непосредственно зависит от числа разведочных скважин. Известны случаи, когда ошибки в определении запасов газа объемным методом составляли 200% и более (М. Т. Абасов, Б. М. Листенгартен и др.). Использование объемного метода в условиях карбонатных коллекторов еще более затруднительно.

Метод, основанный на уравнении материального баланса, также имеет недостатки. Считается, что метод падения среднего пластового давления следует использовать при отборе из пласта 5-10% запасов газа(Е. М. Минский) и даже 20-30% (О. Г. Баркалая, А. Л. Козлов, Ю. П. Коротаев).

Таким образом, эффективное использование рассматриваемого метода возможно при отборе значительных запасов газа. При отмеченных величинах отбора газа продвижение контурных или подошвенных вод в газовую залежь может повлиять на точность определения запасов газа.

Средневзвешенное по газонасыщенному перовому объему залежи пластовое давление определяется формулой

Если площадь залежи разбита на одинаковые элементарные квадраты с шагом Да; = Ау, то эта формула записывается в виде:

2 Pi (amh)i

Р=Ч-•

2 (0imh)t

Здесь i - номер элементарного объема; п - число элементарных объемов; - среднее пластовое давление в г-м объеме; (amh)i - значение параметра amh в центре того же квадрата (элементарного объема).

Из приведенных формул следует, что точность определения р зависит от точности построения карт изобар и карт равных коэффициентов газонасыщенности и пористости, а также мощности пласта. Точность же и достоверность указанных карт зависят непосредственно от числа газовых скважин и равномерности их размещения на площади газоносности. С этой точки зрения объем информации, необходимой для эффективного использования метода падения среднего пластового давления для подсчета запасов газа, аналогичен и даже больше объема информации, используемого при подсчете запасов