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

таза объемным методом. Поэтому предлагаются иные подходы, позволяющие оценивать средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление, - путем взвешивания по дебитам (Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотов, К. Д. Кичиев) или добытым количествам газа (3. Г. Галимзянов). Иногда, при малом числе скважин, среднее пластовое давление определяют как среднеарифметическое. В результате получаются заниженные, а в ряде случаев завышенные запасы газа.

Различными исследователями развивались методы подсчета запасов газа, основанные на учете особенностей протекания процессов в газовых залежах при определенных воздействиях на пласт. Так, в работе [76] для определения запасов газа предлагается использовать данные об изменении давления в простаивающей скважине при мгновенном пуске в работу соседней скважины. Использование этого метода затруднено тем, что неизвестно, к какой по размерам зоне пласта отнести определяемые значения параметра mh. Из-за большой упругости газа трудно получить кривую изменения давления в реагирующей скважине, особенно в пластах с хорошими кол-лекторскими свойствами.

Для определения по скважинам параметра mh (или удельных запасов газа) предложен метод обработки конечных згчастков кривых восстановления забойного давления [24]. Однако, согласно работам [76, 84], при определении параметров пласта с использованием этого метода возможны ошибки. Существенно ограничивает его применение также неопределенность используемого в расчетах «радиуса удельной площади дренирования».

Методы оценки параметра mh с использованием кривых восстановления забойного давления, близкие но идее к отмеченным выше, рассматриваются также в ряде зарубежных работ.

Использование информации об изменении во времени забойного давления и дебитов скважин позволяет быстрее и экономичнее по сравнению с другими методами [19] определять среднее для залежи значение параметра емкости amh, необходимого при подсчете запасов газа или объема порового пространства залежи.

Отмечая достоинства излагаемого в данном параграфе метода определения запасов, мы не противопоставляем его, например, методу падения среднего пластового давления. Предполагается, что определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуатации залежи естественно дополняет существующие методы подсчета запасов газа. Целесообразность использования информации об изменении во времени забойных давлений и дебитов скважин объясняется относительной доступностью и достоверностью этой информации. При этом не требуется определения каких-либо средневзвешенных по объему порового пространства залежи параметров. Это также относится к положительным сторонам рассматриваемой методики подсчета запасов газа.

Определение среднего по залежи параметра amh (а следовательно, запасов газа) возможно, если известны данные пробной эксплуатации

залежи: дебиты и соответствующие изменения забойных давлений во времени. Необходимо также знание величин начальных пластовых давления и температуры, конфигурации (площади) залежи, состава пластового газа, расположения скважин, приведенных радиусов скважин или коэффициентов продуктивности (при фильтрации газа по линейному закону), при нарушении в призабойной зоне скважин линейного закона фильтрации - величин фильтрационных сопротивлений А ш В в уравнении притока газа к скважине.

Основой предлагаемого метода является количественное сопоставление данных эксплуатации газовых скважин с данными воспроизведения их работы на электрических моделях или на ЭВМ. Впервые идея использования электрических моделей для оценки параметра упругоемкости нефтеносного (водоносного) пласта высказана в работе П. М. Белаша.

Процесс эксплуатации газовых скважин моделируется на сетке RC при тех же краевых условиях, которые существуют в натурном (реальном) пласте. Натурным называем пласт конкретного месторождения, а электрическую модель рассматриваемого месторождения назовем модельным пластом. Величины и характеристики, относящиеся к модельному пласту, будем выделять индексом «м».

При моделировании параметр газопроводимости модельного пласта khlt набирается равным среднему значению параметра khlvat натурного пласта. Это значение определяется по данным исследований скважин при неустановившихся режимах и интерпретации результатов по одному из способов, изложенных в работах [9, 23, 24, 31]. Величина параметра емкости модельного пласта amh, при отсутствии оценочных данных, берется произвольной. Добавочные сопротивления, моделирующие фильтрационные сопротивления от радиуса фиктивной до радиуса действительной скважины, вычисляются согласно изложенному в § 8 главы V.

Пусть газовые скважины эксплуатируются с постоянными во времени, но различающимися дебитами. Для каждой скважины вычисляется изменение во времени функции ф:

И* (Р) z (р)

dp. (1)

В этой формуле Рс - забойное давление в момент времени t. При известной зависимости (р = Ф (р) по значениям забойного давления в разные моменты времени вычисляется функция ф на эти моменты времени. Составляется эквивалентная модель пласта с постоянными по площади параметрами khla-t и amh. На модельном пласте воспроизводится процесс эксплуатации натурного пласта, т. е. п скважин на модельном пласте «работают» с теми же дебитами газа.

Так как величина параметра amh Для модельного пласта принята произвольной, то изменение забойных давлений в скважинах модель-

ного пласта будет происходить иначе, чем в скважинах натурного пласта.

Оказывается, что нри выполнении условия

связь между средними значениями параметров емкости amh для натурного и модельного пластов дается выражением

(amh)u

Таким образом, результаты модельного и натурного замеров забойных давлений по скважинам обрабатываются в координатах

2 P-(pиc. 100). Согласно условию (2), проводим горизонтальную прямую. Значения координат точек пересечения данной прямой с графиками зависимостей S = / (О - t и f„ подставляются в уравнение (3). Тогда из соотношения (3) определяется сред- Е (pjO (кгс/см ) няя для натурной залежи ве- личина параметра amh (значение параметра (amh )м задано нри моделировании). jgy

Бсли достоверно известны плош;адь газоносности S, величины Рн, и Zh, то началь- J00\-ные запасы газа, приведенные

к и Гст5 вычисляются по

формуле

amhSp„ Тст

Vaan -

Натурный пласт

О 10 20 30 hO 50 60 70 80 30 100 t,электрические импульсы

-J-\-1-1-1 I L

2нРат

В случае идеального газа соотношение (2) записывается в виде:

л / " \

49 15,331,8 137,7183,5 Zlf t, сутки

367,2 453

Рис. 100. Зависимости Уфг = /(<) для

скважин натурноЁ и модельной залежей [19]

Если скважины эксплуатируются нри заданных, постоянных во времени забойных давлениях, то вместо соотношения (2) имеем услобие равенства сумм дебитов скважин натурного и модельного пластов:

л / я \

Существенным ограничением для применения изложенной методики оценки запасов газа является необходимость знания площади газоносности. Это ограничение возникает на начальных этапах