Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.10.2024
Просмотров: 96
Скачиваний: 0
В результате научно-исследовательских работ третьего этапа в развитии теории разработки газовых месторождений были достигнуты значительные успехи. Созданы газодинамические методы расчета изменения во времени по требного числа газовых скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, приближенные методы расчета продвижения контурных или подошвенных вод при разработке месторождений в условиях водонапорного режима.
Вместо господствовавшего ранее режима постоянного процента отбора, считавшегося единственно рациональным технологическим режимом эксплуата ции газовых скважин, обоснованы и внедрены в практику проектирования новые технологические режимы. К их числу относятся режимы поддержания постоян ного максимального допустимого градиента давления на забое скважины или постоянной депрессии при недостаточной устойчивости коллекторов, режим предельного безводного дебита газовых скважин при наличии подошвенной воды.
Исследования фильтрации газа к несовершенным скважинам в условиях нарушения закона Дарси привели к созданию и повсеместному внедрению новой методики обработки и интерпретации результатов исследования газовых сква жин. Появились методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации газа.
В результате выполнения ряда проектов разработки газовых месторождений накопился значительный опыт комплексного применения методов геологии, геофизики, подземной газогидродинамики и отраслевой экономики. На основе геолого-геофизических исследований устанавливается геологическое строение газовой залежи, составляется представление о пластовой водонапорной системе, возможном режиме газовой залежи. По данным испытания скважин определяются
параметры пласта. |
При помощи газогидродинамических расчетов производится |
|
количественная оценка продвижения воды |
при разработке газовой залежи |
|
и определяется падение с течением времени пластового давления. |
||
В результате |
газогидродинамических |
расчетов определяется изменение |
во времени необходимого числа скважин для выполнения плана добычи газа, устанавливается продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессор ной эксплуатации и по укрупненным показателям определяются объемы капи таловложений, себестоимость добычи газа, показатель рентабельности, произво дительность труда и т. д. На основе анализа технико-экономических показателей различных вариантов разработки выбирается наилучший из них.
В начале шестидесятых годов теория проектирования и разработки место - рождений природных газов вступает в четвертый этап своего развития. Особен ностью этого этапа является комплексное применение в практике проектирова ния, анализа и определения перспектив разработки газовых и газоконденсатных месторождений методов геологии, геофизики, в том числе ядерной геофизики, подземной газогидродинамики, техники и технологии добычи газа; появляется стремление к использованию возможностей современных быстродействующих электронных вычислительных и аналоговых машин. При, этом главной задачей является нахождение при помощи ЭВМ такого варианта разработки газового (газоконденсатного) месторождения и обустройства промысла, который отли чался бы оптимальными технико-экономическими показателями.
Характерной особенностью ранних этапов развития теоретических основ разработки газовых месторождений является поиск аналитических решений задач подземной газогидродинамики. Нахождение аналитических решений всегда наталкивалось на большие математические трудности, обусловленные сложным геологическим строением месторождений и нелинейностью дифферен циальных уравнений неустановившейся фильтрации газов. В связи с этим полученные аналитические решения лишь приближенно отражали реальную действительность. Приближенность этих решений определяется, с одной сто роны, использованием приближенных математических методов и приемов реше ния соответствующих дифференциальных уравнений, а с другой стороны — тем, что определяющие граничные условия, сложные реальные геолого-промысловые условия коренным образом упрощались путем схематизации. Схематизации подвергались неоднородность пласта, геометрия фильтрационных потоков и т. д. Полученные аналитические решения относились преимущественно к плоскора
12
диальной и прямолинейно-параллельной фильтрации газа в однородных пластах. Все это не могло не приводить к существенным различиям между фактическими и запроектированными показателями разработки месторождений.
Современная электронная вычислительная и аналоговая техника создает возможность на качественно новой основе решать задачи проектирования ра циональной разработки месторождений и обустройства промыслов. Современ ные ЭВМ и аналоговые машины позволяют учитывать на стадиях проектирования и анализа разработки месторождений природных газов многообразие природных факторов. Это в свою очередь существенно повышает достоверность получаемых решений геологических, газогидродинамических и технико-экономических
задач.
При рассмотрении вопросов, связанных с проектированием, анализом и регулированием разработки месторождений природных газов, приходится иссле довать на ЭВМ или аналоговых машинах большое число вариантов. Здесь может оказаться эффективным применение методов математической теории экспери мента. В результате существенно сокращается число исследуемых вариантов.
Для эффективного использования ЭВМ при проектировании разработки месторождений природных газов создаются алгоритмы и серии стандартных программ. Одна стандартная программа, например, предназначается для нахож дения оптимального варианта разработки месторождений в условиях газового режима, другая — для проектирования разработки месторождений в условиях водонапорного режима. При этом учитываются неоднородность пласта по кол лекторским свойствам, реальные конфигурации залежи и водонапорного бас сейна, расположение скважин, их дебиты и т. д. Специальные программы соз даются для проектирования разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием давления и на истощение. Построение алгоритмов и создание указанных программ для ЭВМ, а также для целей АСУ является важнейшей задачей в области проектирования и разработки месторождений природных газов. То, что уже сделано в этом отношении, можно рассматривать как первый шаг на пути эффективного использования современных ЭВМ.
Заметим, однако, что сказанное не означает полного отказа от аналити ческих методов исследования. Ведь главное — это получение не какого-нибудь, а именно самого изящного, самого простого решения. Более того, наиболее эффективное использование математики ожидается от процесса взаимопроникно вения аналитической и «машинной» математики. Кроме того, нужно иметь в виду следующее обстоятельство. На разных этапах разведки и разработки месторожде ния, а следовательно, при разной степени его изученности приходится распо лагать различным объемом исходной информации. Степень достоверности этой информации может быть различной. Это в значительной степени предопределяет и возможность применения тех или иных методов расчета. При ограниченном объеме информации и недостаточной ее достоверности использование точных методов, в частности численных методов и ЭВМ, может оказаться нецелесообраз ным. Следует всегда помнить, что число верных знаков в решении прежде всего определяется числом верных знаков в исходных данных.
Здесь мы не рассматриваем результатов конкретных исследований, получен ных на четвертом этапе. Эти результаты рассматриваются в последующих главах.
ГЛАВА II |
Общие представления |
|
о процессах, |
|
происходящих в залежах газа |
|
при их разработке. |
|
Основные уравнения |
§ 1. Газовая залежь как единое целое. Понятие об удельных объемах дренирования
На начальных этапах развития теории разработки нефтяных и газовых месторождений существовало представление об ограничен ном радиусе действия (влияния) скважин. Из концепции ограничен ного радиуса дренирования вытекало, в частности, что газовые скважины необходимо располагать на расстоянии друг от друга, не превышающем двойного радиуса действия скважин, во избежание оставления части газа неизвлеченной. К настоящему времени на коплен обширный промысловый материал, свидетельствующий о несо стоятельности этого положения *. Если не касаться вопросов о темпах и сроках разработки, о возможных значениях коэффициентов нефтеили газоотдачи, то можно утверждать, что теоретически любое нефтя ное или газовое месторождение может быть разработано даже одной скважиной, не говоря уже о системе скважин.
На рис. 1 приведена структурная карта Султангуловского место рождения. На этом месторождении летом 1948 г. по предложению Б. Б. Лапука для исследования особенностей перераспределения пластового давления были остановлены все эксплуатационные сква жины. До закрытия скважин было замерено статическое давление на устьях всех эксплуатационных скважин. Затем устьевое давление регулярно замерялось через определенные промежутки времени. Результаты этих измерений представлены на рис. 2. Здесь по оси ординат отложена величина абсолютного давления на устьях про стаивающих скважин, по оси абсцисс — расстояние от разведочной скв. 32к до соответствующих эксплуатационных скважин.
Пониженное давление в центральной зоне определялось тем, что здесь эксплуатировались наиболее продуктивные скважины: 39, 40, 41 и 43. Повышенные отборы газа из центральной зоны обусловили неравномерность распределения пластового давления по площади газоносности. Закрытие скважин привело к перераспределению пластового давления. Газ из периферийных участков стал притекать
1 Применительно к фильтрации неньютоновских нефтей понятие о радиусе влияния скважины имеет реальное значение (В. Н. Щелкачев, О. Н. Харин, В. Д. Полянин).
14
в центральную зону. В результате этого давление на периферии падало, а в центральной зоне месторождения повышалось (см. рис. 2).
Отбор газа из газовой залежи приводит к падению давления не только в газоносной, но и в водоносной частях пласта. Об этом сви детельствуют результаты замеров давления или уровней воды в пьезо метрических скважинах. Падение же давления в области газоносности приводит к поступлению воды в газовую залежь.
Рис. 1. Структурная карта Султангуловского месторождения:
1 —изогипсы по кровле терригенной свиты (ТС); 3 — контур газоносности по кровле ТС;
з— контур газоносности по подошве ТС; 4 — восточная граница газоносной площади, при нятая при подсчете запасов газа; 5 — эксплуатационные (и наблюдательные) скважины
Если к одному и тому же водоносному бассейну приурочен ряд месторождений природного газа, то в результате разработки происхо дит их взаимодействие. Так, разработка Угерского газового место рождения (Западная Украина) привела к падению давления на соседнем Бильче-Волицком месторождении еще до того, как из него начали отбирать газ. О том, как велики расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, можно судить по данным о разработке нефтяных месторождений Восточный Техас и Хоукинс в США, приуроченных к пласту вудбайн: разработка месторождения Восточный Техас привела к падению давления на 20 кгс/см2в удаленном от него на расстояние более 20 км место рождении Хоукинс [45].
Итак, газовая залежь представляет собой единую газодинами ческую систему. Газовая залежь вместе с окружающей ее пластовой
15
водой или группа залежей в единой пластовой водонапорной системе представляют собой единую газогидродинамическую систему. Сле довательно, при проектировании, анализе и определении перспектив разработки месторождений природных газов необходимо рассма тривать пласт как единое целое.
Вместе с тем в теории проектирования и разработки месторожде ний природных газов оказывается полезным понятие об удельных
Рис. 2. Профилп пластового давления по Султангуловскому месторождению на разные даты после закрытия эксплуатационных скважин (по осп абсцисс указаны номера эксплуатационных скважин)
Рис. 3. Схемы профилей давления в пласте при эксплуатации трех (б), двух (в) равнодебитных и трех (г) разнодебитных скважин
объемах дренирования. Это означает, что каждая газовая скважина дренирует как бы свой отдельный газонасыщенный объем пласта. Для примера рассмотрим пласт прямоугольной формы, однородный по коллекторским свойствам и разрабатываемый тремя равнодебит ными скважинами. В этом случае в пласте можно выделить две нейтральные линии — I жII (рис. 3, а). Левее линии I весь газ, например и из точки а, притекает к скв. 1, а правее линии/, в том числе и из точки б, течет к скв. 2. Следовательно, к каждой скважине газ притекает из соответствующего, своего объема дренирования.
Вводимое понятие об удельных объемах дренирования не противо речит принципу, что газовая залежь представляет единую газо гидродинамическую систему. Действительно, пусть распределение давления в рассматриваемом пласте для некоторого момента времени имеет вид, изображенный схематично на рис. 3, б. Здесь, как и ранее,
16
линии I ж11 — нейтральные линии. Пусть теперь скв. 2 остановлена. Тогда в пласте начинается процесс перераспределения давления. Через некоторый момент времени распределение давления в пласте будет иметь вид, изображенный на рис. 3, в. Отключение скважины привело к перераспределению удельных объемов дренирования. Теперь нейтральная линия, т. е. линия (поверхность), разделяющая соответствующие объемы дренирования, проходит через скв. 2. Если, например, дебит скв. 2 уменьшить, то это также приведет к перераспределению давления в пласте и удельных объемов дрени рования (см. рис. 3, г). Подобные рассуждения можно было бы про должить, но даже из этих простых примеров виден смысл понятия об удельных объемах дренирования.
Значение данного понятия велико. Так, это понятие использовано в работах [28, 31] и др. при определении запасов газа, приходящихся на каждую скважину. Суммирование запасов, приходящихся на каждую скважину, позволяет устанавливать величину начальных запасов газа в пласте.
Из дальнейшего изложения будет ясно, что введение понятий о «средней» скважине и об удельных объемах дренирования позволяет эффективно определять показатели разработки месторождения при газовом и водонапорном режимах, а также показатели разработки многопластовых месторождений. Простота соответствующих методов расчета объясняется тем, что при проектировании разработки место рождения системой скважин можно рассматривать неустановившийся приток газа к одной «средней» скважине с некоторым объемом дре нирования. Тогда найденные зависимости изменения во времени дебита и забойного давления в такой скважине будут в среднем харак теризовать изменение данных показателей но всей системе скважин. Знание зависимости изменения во времени дебита «средней» скважины позволяет установить потребное число скважин на разработку месторождения.
§ 2. Режимы месторождений природных газов
Под режимом газового месторождения понимается характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин. Существуют два режима газовых месторождений: газовый и водонапорный.
При газовом режиме приток газа к забоям скважин обусловли вается потенциальной энергией давления, под которым находится газ. Газовый режим характеризуется постоянством газонасыщенного объема норового пространства газовой залежи. Это может быть в том случае, когда в процессе разработки контурная или подошвен ная вода практически не поступает в газовую залежь или совсем отсутствует.
При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению объема порового пространства