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

При этом используется отмеченный уже принцип «развязывания» [3]. В результате решения уравнения (1) при описанных краевых

условиях получаются зависимости р = р (t) по разрабатываемым месторождениям.

Сопоставление фактических зависимостей р = р (t) с расчетными и дает ответ о степени соответствия заданных в расчетах и действительных значений параметров пласта вблизи эксплуатируемых месторождений. Подбирая величины приконтурных фильтрационных сопротивлений, можно достигнуть удовлетворительного совпадения фактических и расчетных зависимостей р = р (t). Уточненные таким путем параметры пласта можно затем использовать при проведении прогнозных расчетов.

При наличии системы пьезометрических скважин сопоставление по ним фактических и расчетных величин давления может использоваться как критерий получения достоверной эквивалентной модели пластовой водонапорной системы. Вместе с тем данные по пьезометрическим скважинам могут помочь уточнению параметров пласта в отдельных областях.

Таким образом, с применением рассмотренной методики уточняются параметры водоносного пласта лишь вблизи разрабатываемых месторождений, так как до ее применения уточнение параметров пласта в региональном масштабе должно быть проведено при помощи карты гидроизопьез. Необходимость же уточнения параметров пласта вблизи месторождений связывается с процессом воздействия на водонапорную систему и с особенностями проявления водонапорного режима. Кроме того, при ее применении учитывается специфичность задачи - невозможность (в общем случае) создания эквивалентной модели пласта, однородного по коллекторским свойствам, которая позволяла бы получить совпадение фактических и расчетных показателей разработки одновременно по всем эксплуатируемым месторождениям.

По данным сравнительно непродолжительной разработки Ленинградского, Челбасского и Каневского месторождений были уточнены фильтрационные сопротивления вблизи этих месторождений [3]. В результате пришлось существенно «ухудшить» фильтрационные параметры вблизи отмеченных месторождений. При объяснении этого факта тогда же было высказано предположение об избирательном продвижении воды но отдельным пропласткам. А вскоре процесс разработки данных и других месторождений Краснодарского края значительно осложнился в связи с преждевременным избирательным обводнением эксплуатационных скважин.

§ 8. Уточнение параметров водоносного пласта по данным разработки газового месторождения

Параметры водоносного пласта определяют степень активности продвижения контурных или подошвенных вод в газовую залежь. Количество воды, поступающей в газовую залежь, влияет на темпы

падения среднего пластового давления, дебиты газовых скважин, потребное число скважин и их обводнение и на другие технико-экономические показатели разработки месторождений природных газов.

Суммарное продвижение воды в газовую залежь (нри прочих равных условиях) определяется: 1) средним коэффициентом пьезонроводности водоносного пласта и; 2) средней величиной параметра проводимости khl водоносного пласта и 3) изменением во времени среднего (по периметру) контурного давления в газовой залежи. Применяемое в настоящее время неравномерное размещение скважин (в центральной части залежи) приводит к неравномерному дренированию за.лежи, к различию в величинах среднего пластового п среднего контурного давлений (вдоль подвижной границы раздела газ-вода). Это различие в давлении по разрабатываемым месторождениям составляет от нескольких атмосфер (Газлинское, Северо-Ставропольское месторождения) до десятков атмосфер (Коробковское, Шебелинское месторождения). В связи с этим при анализе или определении перспектив доразработки месторождений природных газов необходимо расчеты количества воды, поступающей в газовую залежь, проводить с использованием соответственно фактических или прогнозных данных об изменении во времени среднего контурного давления.

I. По данным разработки газового месторождения при водонапорном режиме уточнить параметр проводимости водоносного пласта, если известен ноэффициент пьезонроводности, можно следующим образом.

Здесь и в дальнейшем предполагается, что дренируется вся залежь и не происходит неравномерного обводнения ее по площади и мощности. Согласно теории упругого режима, количество воды, поступившей в газовую залежь на момент времени t, определяется следующей формулой (см. § 2 главы VI):

<?в(0 = ? {Ap{io) + ApiQ{io-ioi)-]-Ap,Q{io-lo2) + . . .]. (1)

В уравнении (1) Ард, Ар, Ар, ... - изменения контурного давления в моменты времени О, t, t, . . . соответственно. Величина X задается по имеющимся геолого-промысловым данным.

Из уравнения материального баланса для случая водонапорного режима с использованием данных об изменении во времени среднего пластового давления и добытого количества газа определяется зависимость изменения во времени суммарного количества воды, поступившей в газовую залежь. Подставляя в правую часть формулы (1) значения суммарного количества поступающей в залежь воды на разные моменты времени, находят соответствующие значения параметра проводимости пласта М/р,. Осредняя значения параметра проводимости по данным расчетов на разные моменты времени, находим эквивалентное значение данного параметра для водоносного пласта. Для исключения субъективного фактора при осреднении параметра

проводимости можно воспользоваться методом наименьших квадратов.

Если среднее значение эффективной мощности в области водоносности оценить можно, то из соотношения khiyi определяется коэффициент проницаемости и затем уточняется коэффициент пьезопроводности водоносного пласта (исходя из его структуры). При последующих приближениях можно использовать уточненную величину коэффициента пьезопроводности. В любом случае речь идет о создании эквивалентной модели по отношению к реальному водоносному пласту. В этой связи полезно отметить следующее. Из структуры формулы (1) получается, что погрешность в знании среднего значения коэффициента пьезопроводности в некоторой мере (так как х еще входит в параметр fo) компенсируется за счет определяемого параметра проводимости. Например, завышение коэффициентах приводит к получению заниженного против истинного среднего значения параметра kh!\x.

Из рассмотрения описываемой методики видна область ее предпочтительного применения. Предполагается, что начальный участок зависимости p/z (р) = / ((?доб (0) позволяет определять начальные запасы газа в пласте. В дальнейшем проявление водонапорного режима должно приводить к достаточно ощутимым поступлениям воды в залежь (результаты расчетов будут надежными, если суммарное поступление воды в залежь будет составлять 10-15% и более от начального газонасыщенного объема залежи).

С использованием изложенной методики проведены расчеты по уточнению параметров водоносного пласта на примере Северо-Ставропольского месторождения.

Для наблюдения за процессами распределения давления в области водоносности на Северо-Ставропольском месторождении пробурено И пьезометрических скважин, из которых восемь расположены достаточно равномерно по периметру месторождения на расстоянии не более 2 км от внешнего газоводя-

Таблцца 30

Падение уровней в пьезометрических скважинах