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

ности определения среднего значения параметра (или карты

проводимости) не накладывает ограничений на возможность использования методики для подсчета запасов газа.

2. Не выявлено существенной зависимости погрешности определения запасов газа от числа и местоположения эксплуатационных скважин.

Расчеты показывают, что не число скважин, а величина отбора газа определяет степень достоверности подсчета запасов по рассмотренной методике. Даже по данным эксплуатации одной-трех скважин удалось оценить запасы газа гипотетической залежи. Однако при малом числе скважин иногда бывает трудно ответить па вопрос о наличии или отсутствии нефтяной оторочки промышленного значения. Поэтому до решения данного вопроса месторождение не вводится в опытно-промышленную или промышленную разработку. Исследования последних лет показывают, что репшть вопрос о наличии нефтяной оторочкн можно и без специального бурения скважин. В результате статистической обра-бопш данных анализов газа по большому числу месторождений А. С. Великов-ский, В. П. Савченко, Я. Д. Саввина, В. В. Юшкин и М. Я. Зыкин отмечают ряд характерных признаков наличия нефтяной оторочки того или иного размера. Например, газоконденсатные месторождения с содержанием Сб+гысшие более 1,75% или с выходом стабильного конденсата более 80 см/м* обычно связаны с нефтяньош оторочками или являются газовыми шапками нефтяных залежей. А. К. Карпов и Ю. П. Коротаев для характеристики типа залежи рекомендуют

оценивать величину отношения -[31]. Исследования этих авторов показали, что газы газовых шапок или газоконденсатно-нефтяных месторояадений

характеризуются неравенством -г:- < !• Для этих газов -= 0,5 0,8-

/1-l14

Сравнительно малые отборы позволяют применять изложенную методику для подсчета запасов газа даже при отсутствии потребителя газа, что особенно важно для новых газоносных провинций. В этих условиях газ, отбираемый из нижних горизонтов, может перепускаться в верхние залежи или в соседние месторождения. Представляется возможной даже закачка (перепуск) газа в верхние водоносные горизонты. В этом случае в пределах месторождения будет создаваться как бы искусственное подземное газохранилище. В некоторых случаях может оказаться целесообразным разработка газоконденсатной залежи с целью добычи конденсата и закачка отбензиненного газа в другие продуктивные комплексы.

Отмеченные способы применения методики подсчета запасов газа при отсутствии потребителей газа связаны с незначительными дополнительными капитальными вложениями (по сравнению со строительством газопровода до потребителя). Эти дополнительные капитальные вложения вполне оправдываются, если принимать во внимание обшце капиталовложения в разработку месторождений и обустройство промыслов, определение объемов и направлений использования газа, ускорение ввода месторождений в промышленную разработку.

Рассматриваемая методика подсчета запасов газа основывается, в частности, на использовании информации об изменении во времени забойных давлений. Однако (по справедливому замечанию Г. А. Зотова) изложенная методика может целиком основываться на данных изменения во времени пластовых давлений в районе каждой скважины. При этом не требуются знание коэффициентов фильтрационных сопротивлений А п В я учет возможного изменения их во времени в процессе эксплуатации скважин. В этом случае за пластовое давление в модельных скважинах могут приниматься текухцие давления

в соответствующих узловых точках модели, где располагаются скважины. Такой подход оправдывается тем, что основные потери давления при фильтрации газа приходятся на область пласта от реальной до фиктивной скважины. Давление по фиктивной скважине близко к текущему пластовому давлению в районе реальной скважины.

Идея использования зависимостей изменения во времени пластовых давлений в скважинах для подсчета запасов газа высказана Г. А. Зотовым и проверена им совместно с Н. Н. Вишневецким и С. М. Тверковкиным на примере Быстрянской залежи. В исследованиях Ю. П. Коротаева, Л. И. Гутенмахера, Ф. А. Требина, Г. А. Зотова и Ю. А. Полякова эта методика распространяется на систему эксплуатационных скважин. Использование данных об изменении во времени пластовых давлений в скважинах и их дебитов позволило, на несколько иной основе, предложить методику определения запасов газа в пласте (одному из авторов настоящей книги совместно с В. И. Ахапкиным).

Упомянутые методики - приближенные, они основываются на допущении об относительно стабильной добыче газа по скважинам. Методика же, изложенная в настоящем параграфе, позволяет учесть особенности разбуривания залежи и эксплуатации скважин. Однако для ее применения необходимо проведение расчетов на электрической модели или на ЭВМ.

§ 5. Определение запасов газа по изменению давления в скважинах при длительной эксплуатации

Изложенная в предыдущем параграфе методика оценки запасов газа в залежи основывается на расчетных соотношениях, полученных в предположении о непродолжительной эксплуатации залежи. Представляет интерес применение этой методики и к случаю длительной разработки залежи, так как не всегда удается с достоверностью определить запасы газа по методу падения среднего пластового давления из-за сложности или невозможности нахождения средневзвешенного но газонасыщенному объему порового пространства давления на разные даты. Как уже отмечалось, использование информации об изменении во времени забойного давления позволило избежать «взвешивания» исходных данных, применяемых для подсчета запасов газа.

Рассмотрим методику определения запасов газа по изменению забойного давления в период существенного снижения пластового давления в залежи. Методика пригодна для условий разработки залежи (в пределах рассматриваемого периода времени) нри газовом режиме.

Основную причину, не позволяющую использовать рассмотренную в предыдущем параграфе методику для определения запасов газа по данным длительной эксплуатации скважин, поясним ниже.

В работе [19] при линеаризации исходного нелинейного дифференциального уравнения для связи «фиктивного» времени т и реального t использовано равенство

x==Dt. (1)

в действительности зависимость т = т (f) определяется соотношением

рг (Р) 1

Нр)-р j*(p)

zdt. (2)

При неизвестных запасах газа нельзя вычислить зависимость изменения во времени среднего пластового давления р = р (t), а следовательно, невозможно установить по (2) функциональную зависимость т = т (t). Для начальных же моментов времени, которые и рассмотрены в предыдущем параграфе, этих трудностей удается избежать. Действительно, когда изменение среднего пластового давления мало (р р„), соотношение (2) может быть представлено в виде:

Рнн 1

И-* (Рн)

Здесь положение аналогично тому, с которым мы сталкиваемся при линеаризации дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации идеального газа. Для начальных моментов времени первой фазы высокая степень точности расчетов получается тогда, когда давление перед производной по времени приравнивается начальному (р = р„). Для второй же фазы приемлемая точность расчетов достигается при принятии равенства р (х, у, t) = р (t).

В связи с отмеченным для решения интересующей нас задачи оказывается эффективным метод последовательных приближений.

При ранее принятых допущениях на электроинтеграторе набирается модельный пласт. Запасы модельного пласта известны (но они, естественно, не равны искомым запасам газа в натурной залежи).

По известным фактическим дебитам скважин Qi определяется зависимость изменения во времени отбора газа из месторождения

Q{t) = tqi{t). (3)

Здесь вполне допустим разновременный ввод скважин в эксплуатацию.

С использованием соотношений (3) и (2) определяется зависимость % = X (t). Это позволяет воспроизвести на электрической модели процесс разработки реального месторождения. Затем для скважин модельного пласта определяется зависимость

i) =/м(о. (4)

1=1 /м