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

в результате периодического исследования методом нейтронного гамма-каротажа скважин, вскрывших газоводяной контакт, можно установить величину продвижения контурной воды или подъема подошвенной воды в газовую залежь. Методом НГК, например, был установлен режим Угерского и Бильче-Волицкого месторождений.

Для проведения исследования скважин методом НГК необходимо использовать:

скважины, пробуренные на нижележащие пласты и пересекающие в данной залежи газоводяной контакт;

скважины, пробуренные в водоплавающей части залежи.

Для прослеживания в наблюдательной или работающей скважине при помощи НГК положения контакта газ-вода необходимо, чтобы забой скважины был ниже газоводяного контакта. Глубина забоя скважины (башмака эксплуатационной колонны и искусственного забоя) при оставлении в скважине цементного стакана должна быть на 10-15 м ниже первоначального положения контакта газ-вода, чтобы прибор радиоактивного каротажа можно было спустить не только против газоносной, но и против водоносной части пласта.

3. Естественно, что признаком водонапорного режима является обводнение газовых скважин. Обводняющиеся скважины необходимо тщательно исследовать, чтобы: а) установить непричастность выше-залегающих водоносных пластов к обводнению рассматриваемых скважин; б) определить интервалы притока воды в скважины. Первая задача решается, например, в результате химического анализа поступающей с продукцией скважины воды. Для решения второй задачи используются геофизические методы исследования скважин, поинтервальное опробование пласта и т. д. Необходимо иметь в виду, что обводнение одной или нескольких скважин не всегда свидетельствует об активном проявлении водонапорного режима. Обводнение скважин может произойти но наиболее проницаемым и дренируемым пропласткам, в то время как основные запасы газа еще не охвачены процессом вытеснения водой.

4. В последнее время для контроля стали применять метод наблюдения за ионами хлора в воде, добываемой вместе с газом [43, 63]. В результате обработки данных по обводнению скважин было замечено, что обводнению скважин предшествует резкое увеличение содержания ионов хлора в добываемой воде. Таким образом, наблюдение за ионами хлора в продукции газовых скважин позволяет косвенно судить о проявлении водонапорного режима.

Для наиболее надежного установления режима месторождения необходимо комплексное использование всех отмеченных источников дополнительной информации.

§ 3. Факторы, определяющие характер зависимости приведенного среднего пластового давления от добытого количества газа

Темны падения пластового давления в месторождении, особенно при водонапорном режиме, зависят от целого ряда факторов. Это необходимо учитывать не только при определении запасов газа, но

и при проектировании, анализе и регулировании процесса разработки месторождений природных газов.

Для рассмотрения и анализа интересующей нас зависимости отложим на оси абсцисс величину добытого количества газа, а на оси ординат - величину отношения средневзвешенного но газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластового давления к соответствующему значению коэффициента сверхсжимаемости газа (см. рис. 4). Для упрощения будем называть здесь отношение р {t)/z (р) приведенным давлением (не следует смешивать с понятием приведенного давления, обычно применяемым в подземной газогидродинамике). В этих координатах падение приведенного пластового давления в газовой залежи при газовом режиме описывается прямой линией 4. Линии 1, 2, 3 на рис. 4 соответствуют различным характерам проявления водонапорного режима.

При прочих равных условиях продвижение контурных или подошвенных вод (степень восстановления пластового давления) зависит от темна разработки месторождения. Если падение приведенного давления в газовой залежи происходит при темпе отбора Q\ по кривой 2, а при темпе отбора - по кривой 3, то QI < QJ. При водонапорном режиме давление в газовой залежи может изменяться незначительно и даже практически оставаться постоянным во времени и равным начальному пластовому давлению /»„ в случае очень малой (теоретически - бесконечно малой) величины отбора газа (линия 1). Таким образом, возможные зависимости приведенного среднего

пластового давления от добытого количества газа p/z(p) = /((?об(0) при водонапорном режиме лежат в интервале между прямыми 1 тя.4, представленными на рис. 4. Эти прямые являются пределами для

зависимости p/z (р) = f {Qoc (0) » случае водонапорного режима. Линия 1 соответствует водонапорному режиму, когда темп отбора газа из залежи бесконечно мал (Q* -v 0). Зависимость p/z (р) = = / (<2доб (0) при водонапорном режиме может характеризоваться линией 4 при больших темпах разработки залежи (условно Q* -> оо).

Конечные участки кривых падения пластового давления при водонапорном режиме могут быть самые различные и могут, в принципе, пересекать даже линию 4 газового режима [71]. При малых темпах отбора газа (или при снижении темпа разработки) конечная величина обводняемого порового объема газовой залежи возрастает. Это означает, что в обводняемом объеме остается больше газа, причем при большем пластовом давлении. Но повышенное давление в газовой залежи создает возможность и большего отбора газа (с точки зрения допустимых рентабельных отборов газа из месторождения и отдельных скважин ). Однако высокие темпы разработки могут приводить к преждевременному обводнению месторождения и скважин по наиболее проницаемым участкам и пропласткам, к оставлению

1 Об этом будет подробнее сказано при рассмотрении вопроса о газоотдачв месторождений природного газа в § 7 настоящей главы.

целиков газа и т. д. Таким образом, на практике, например, при темпе отбора QI падение давления может происходить или по кривой В, или 2а, или 26 (см. рис. 4).

Если водоносный бассейн не имеет области питания (замкнутый бассейн), то давление в залежи падает по кривой 26. Если водоносный бассейн имеет область питания, то при прочих равных условиях приведенное давление в газовой залежи изменяется по кривой 2.

Чем больше проницаемость в области газоносности и водоносности, тем при прочих равных условиях выше темпы продвижения воды в газовую залежь. Пусть две залежи различаются между собой, например, величинами коэффициента проницаемости. Если при коэффициенте проницаемости приведенное давление падает при

<»фцкс п» ист

Рис. 7. Влияние неконтролируемых утечел газа на зависимость p/z (р) = =-/[9д*об(«)]

Рис. 8. Влияние неравномерности дренирования продуктивных отложений по мощности на характер зависимости

р/Чр) =/[Лоб (01

Примечание. Если согласно § 2 главы XII произвести экстраполяцию начального участка зависимости J/z (р) = /Юдоб (0J до оси абсцисс (линия з), то оценим заниженные начальные запасы газа в пласте.

водонапорном режиме соответственно по зависимости 2, а при проницаемости - по кривой 3 (см. рис. 4), то 2 > ftg.

Помимо коллекторских свойств, на продвижение воды в газовую залежь существенно влияет тектоническое строение водоносного пласта и самого месторождения. Тектонические нарушения могут играть роль фильтрационных экранов, препятствующих поступлению или ограничивающих поступление воды в газовую залежь.

Интерференция месторождений, приуроченных к единой пластовой водонапорной системе, ускоряет падение пластового давления в газовых залежах вследствие уменьшения поступления воды в залежи.

В ряде случаев зависимость p/z (jp) = f (<?Jo6 (0) при водонапорном режиме графически может располагаться ниже зависимости p/z (jp) = f ((?доб (0) ДЛЯ случая газового режима. Первой причиной такого отклонения являются, например, неконтролируемые перетоки