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

На практике режим месторождения природного газа устанавливается следующим образом. Промысловые данные об изменении среднего пластового давления р (t) и о добытом количестве газа <3Jo6 (О обрабатываются в координатах р {t)lz (р) -Qlo6 (О (здесь-Z (р) - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р и пластовой температуре; Qle (t) - суммарное добытое количество газа к моменту времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре). Если в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на

проявление газового режима. Если с какого-то момента темп падения приведенного среднего пластового давления p/z (р) начинает заме-

160\-

800 1200

Рис. 5. Зависимости p/z (р) = Ддоб (<)J для залежей 2 и 3 в III горизонте Ана-стасиевско-Троицкого месторождения!

1 - залежь 2; 2 - залежь 3

Рис. 4. Примеры зависимостей

Р/г(р) =/[?;об Ш для газовой залежи

1 - при водонапорной режиме и бесконеч-U0 малом темпе отбора газа; 2, з - при водонапорном режиме и реальных 1%мпах разработки; i - при газовом режиме, а также при бесконечно большом темпе разработки залежи в условиях водонапорного режима

длиться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь (рис. 4).

Прямолинейность зависимости p/z (р) ~ f {Q%6 (0) » рассматриваемых координатах является необходимым, но не достаточным условием проявления газового режима. Опыт разработки газовых месторождений показывает, что в ряде случаев зависимость p/z{p) = = / (Одов (t)) может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. На рис. 5 приведены зависимости p/z (р) - f {Qlo6 (0) Для залежей газа 2 и 3 в П1 горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения (Краснодарский край). Характер данных зависимостей объясняется активным проявлением водонапорного режима. Ф. А.Тре-бин и В. В. Савченко своими исследованиями показали, что для газового месторождения прямолинейность [зависимости p/z (р) = = / (QJo6 (0) ири водонапорном режиме (линия 1) может быть вызвана изменением темпа (линия 5) отбора газа (рис. 6).

Для того чтобы достоверно установить, относится ли прямолинейная зависимость piz (р) = / ((?об(0) к газовому или водонапорному режиму, необходимо пользоваться дополнительной информацией о режиме месторождения.

Источниками дополнительной информации о режиме месторождения могут быть следующие [21].

1. Данные об изменении давлений (уровней) в пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины, пробуренные на водоносный пласт, показывают реакцию водоносного бассейна на процесс разработки газовой залежи. Раньше всего и достовернее всего о начале поступления воды в залежь можно судить по пьезометрическим скважинам. Падение давления (уровней) в системе пьезометрических

fit),

10 м/мес\- 100

Z(pl

Рис. 6. Изменение отбора газа Q* из залежи в процессе разработки (3) и зависимость p/z (р) = / [<?доб(0] для газового (2) и водонапорного (7) режимов

скважин часто неоспоримо свидетельствует о поступлении воды в залежь.

Данные по пьезометрическим скважинам позволяют также приближенно оценивать на различные моменты времени суммарное количество воды, поступающей в залежь, достаточно близкую но форме к круговой. Использование данных по пьезометрическим скважинам для оценки продвижения воды не требует знания начальных запасов газа в пласте.

Пусть на момент времени t известен объем (геометрический) водоносного пласта йв, в котором снизилось пластовое давлеше в результате разработки газовой залежи. Тогда количество воды, поступившей в залежь к моменту времени t, согласно теории упругого режима фильтрации [84], выразится в виде:

«?з(0 = Р*Йв(г)[Л-л(0]- (1)

Здесь р* - коэффициент упругоемкости водоносного пласта; рн, Рв(*) - соответственно начальное и текущее среднее пластовое давление в объеме Оц водоносного пласта. Начальное среднее пластовое давление в объеме Ов водоносного пласта можно вычислить на основании карты гидроиаопьез.

Для оценки границы Qg в случав залежи, достаточно близкой по форме к круговой, поступаем следующим образом.

Газовую залежь аппроксимируем круговой и определяем эквивалентный радиус залежи Лз из условия S = пЯ (S - площадь газоносности). Через

пьезометрические скважины проводим нормали к внешней границе реальной залежи. Отсчитываем расстояния от пьезометрических скважин до области газоносности. Пусть для одной из скважин зто расстояние равняется а. Тогда в схематизированной постановке расстояние по радиусу до пьезометрической скважины принимается

Rn. с = Лз + 1-

Распределение давления при установившейся плоскорадиальной фильтрации воды дается следующей известной формулой:

Применительно к рассматриваемому случаю данное уравнение представляется в виде:

Рн-Ягвк , Пъ

Рп.с = Рн--5-in

In в Rn. с

Отсюда определяется расстояние по радиусу до невозмущенной зоны Ra водоносного пласта (там, где давление равняется рн):

Р«-Ргвк

Рп. с-;гвк

Здесь р„ давление на забое пьезометрической скважины; рвк "~ Давление на границе раздела газ-вода в интересующий момент времени, определяемое но карте изобар. Карты изобар для газоносной и водоносной зон пласта строятся по давлениям, отнесенным к одной и той же плоскости приведения. На основе расчетов по каждой пьезометрической скважине получается система точек поверхности, ограничивающей объем пласта Qg. Использование карты мощности для водоносного пласта позволяет определить Qb. Для определения среднего давления рв( t) строится карта изобар для водоносного пласта на тот же момент времени.

В результате указанных построений и расчетов получаются данные, позволяющие по формуле (1) оценить количество воды, поступившей в залежь. Путем проведения подобных расчетов на другие даты можно получить зависимость изменения во времени количества воды, поступающей в газовую залежь.

Точность расчетов существенно зависит от числа и местоположения пьезометрических скважин. Предполагается, что пласты, прослеживающиеся в области газоносности, не выклиниваются в области водоносности.

2. Источником дополнительной информации о режиме пласта являются данные геофизических исследований скважин.

Геофизические методы исследования скважин позволяют проследить за положением границы раздела газ-вода в различные моменты времени, т. е. судить о режиме месторождения. Рассмотрение различных методов ядерной геофизики, применяемых для исследования скважин, показывает, что задача отбивки газоводяного или газонефтяного контактов наиболее просто решается нейтронными методами и в первую очередь при помощи нейтронного гамма-каротажа (НГК), обладающего среди этих методов наибольшим радиусом исследования. Обнадеживающими являются результаты применения импульсных радиоактивных методов.