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

вытеснения газа водой при разработке месторождений природных газов.

5. Коэффициент газоотдачи определяется степенью неоднородности пористой среды по коллекторским свойствам. Применительно к месторождениям природных газов можно сказать, что чем больше микро- и макронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи обводненного объема пласта.

6. Коэффициент газоотдачи зависит от величины конечного давления в обводненном объеме пласта. Чем меньше конечное пластовое давление в обводненном объеме пласта, тем больше коэффициент газоотдачи.

В результате лабораторных экспериментов оказалось, что газоотдача для обводненных газонасыщенных кернов составляет от 50 до 90%.

На основе приближенных газогидродинамических расчетов некоторые исследователи делают вывод о целесообразности разработки месторождений природных газов при повышенных отборах газа, так как при меньшем давлении в обводняемом объеме пласта остается «защемленным» меньшее количество газа. Аналогичные выводы делают и другие исследователи на основе анализа результатов лабораторных экспериментов на кернах [79].

Однако перенесение выводов, справедливых для однородных цо коллекторским свойствам пластов или для кернов, на разработку реальных месторождений вызывает возражения. Опыт разработки ряда отечественных газовых месторождений показывает избирательный характер обводнения продуктивных пластов и скважин. В значительной мере это определяется неоднородностью пласта по коллекторским свойствам и неравномерным дренированием пластов по мощности. Если в этих случаях увеличивать отбор газа из месторождения, это может усугубить избирательный характер обводнения пластов и скважин. Для месторождений, сложенных трещиновато-пористыми породами, при обосновании темпа разработки необходимо учитывать возможную величину коэффициента газоотдачи.

Влияние отмеченных факторов по-разному сказывается на реальных величинах коэффициента газоотдачи по разрабатываемым месторождениям. На месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей достигнутые текущие коэффициенты газоотдачи колеблются от 0,777 до 0,97 (по залежам терригенной свиты) и от 0,566 до 0,979 (по залежам калиновской свиты) [27]. Ожидаемые величины коэффициентов конечной газоотдачи по месторождениям Краснодарского края колеблются в пределах 0,6--0,8 [59, 81]. По месторождениям Нижнего Поволжья ожидаемые значения конечного коэффициента газоотдачи составляют 0,48-0,89 и т. д.

Большинство авторов, публикующих данные о фактических величинах коэффициента газоотдачи газовых месторождений, склонны в основном к объяснению низких его значений защемлением газа при внедрении воды в залежь в процессе разработки. Казалось бы, приведенные величины коэффициента газоотдачи кернов в 50-90%

подтверждают сказанное. Однако описанные в работе [71] исследования приводят к несколько иной качественной оценке достигаемых в процессе разработки значений коэффициента газоотдачи.

В работе [71] изложены результаты лабораторных исследований поведения защемленного газа при снижении давления в обводненной модели пласта. Необходимость этих исследований объясняется тем, что при водонапорном режиме давление в обводненных частях пласта в процессе разработки газовой залежи снижается.

Модель пласта представляла собой толстостенную стальную колонну дли ной 2440 мм и внутренним диаметром 96 мм. В качестве пористой среды использовалась смесь промытого и просушенного клинского кварцевого песка с размерами зерен менее 0,25 мм и марша лита (92% песка и 8% маршалита) Абсо» лютная пористость модели равна 38%, коэффициент проницаемости по воде 0,34 Д. Опыты проводились при вертикальном положении модели. В опытах коэффициент начальной водонасыщенности колебался от 21,5 (опыт 7) до 56,2% (опыт 1). Газ вытеснялся дистиллированной водой, направление вытеснения - снизу вверх.

После обводнения модели определяли коэффициенты газоотдачи, остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды. Дальнейшая закачка воды в модель сопровождалась синхронным снижением давления на входе и выходе. На каждой ступени снижения давления после прекращения выноса пузырьков газа замеряли фазовую проницаемость для воды. Величину остаточной газонасыщенности определяли исходя из значений среднего «пластового» давления в модели и балансовы.х соотношений.

Эксперименты выявили следующие характерные моменты.

При снижении давления в обводненной модели пласта защемленный газ начинает расширяться. Расширение газа приводит к увеличению коэффициента остаточной газонасыщенности (рис. 11), уменьшению сечения поровых каналов (для воды) и соответственно - к уменьшению фазовой проницаемости для воды (рис. 12). На рис. 13 приводится зависимость коэффициента фазовой проницаемости для воды (на момент обводнения модели пласта) в функции от коэффициента начальной водонасыщенности модели пласта.

По мере уменьшения давления в обводненной зоне темп увеличения остаточной газонасыщенности постепенно нарастает. После достижения некоторого «критического» значения остаточная газонасыщенность при дальнейшем уменьшении давления в обводненной зоне остается практически постоянной. В проведенных опытах остаточная газонасыщенность «стабилизировалась» на уровне 30,5- 32,4%.

С ростом коэффициента остаточной газонасыщенности фазовая проницаемость для воды уменьшается. Темп изменения фазовой проницаемости для воды соответствует темпу изменения коэффициента остаточной газонасыщенности. После стабилизации коэффициента остаточной газонасыщенности проницаемость для воды практически не изменяется. Характер изменения остаточной газонасыщенности полностью объясняет зависимость коэффициента газоотдачи но защемленному газу от снижающегося давления в модели

Приводимые параметры соответствуют одной из серпп опытов.

пласта (рис. 14). Резкое увеличение коэффициента газоотдачи по защемленному газу fio„ снижении давления происходит после достижения «критической» газонасыщенности, т. е. после того как защемленный газ приобретет подвижность.

Выявленные экспериментальные закономерности положены в основу методики расчета продвижения воды в газовую залежь [71]. Результаты соответствующих расчетов для ряда гипотетических залежей газа, приведенные в табл. 2а, показывают, что при разработке однородных по коллекторским свойствам залежей с водонапорным режимом есть основания ожидать значительных величин коэффициентов газоотдачи - около 90%. Приведенные в таблице

ост 0,32 -

0,30

0,28

0,26

0,2t

0,22

О.г 0,4 0,6 0,8 1,0

Рис. И. Изменение коэффициента остаточной газонасыщенности при снижении

давления р в обводненной модели. Модель № 1, коэффициент начальной газонасыщенности 0,74; рзаз - давление заводнения модели [71]

Рис. 12. Изменение коэффициента фазовой проницаемости для воды при снижении давления в обводненной модели пласта (модель № 1)

данные показывают, что защемление газа часто не оказывает существенного влияния на газоотдачу пласта (вывод справедлив для исходных данных [71] и величин конечного пластового давления).

В реальных условиях причинами, препятствующими достижению коэффициента газоотдачи около 90%, могут быть следующие.

1. Обводнение всего фонда эксплуатационных скважин при значительном еще пластовом давлении. Из-за пониженного (по отношению к начальному) пластовому давлению не всегда возможно добу-ривание новых скважин. Поэтому создание облегченных промывочных жидкостей и тамнонажных цементов позволит устранить отрицательное влияние этого фактора при осуществлении мероприятий по увеличению коэффициента газоотдачи.

Выход значительного числа скважин из эксплуатации может привести к чрезмерному снижению отборов газа в конечные годы разработки, что вызовет замедленное снижение давления за счет поступления воды в залежь. Это может неблагоприятно сказаться