Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

§ 1. Вводные замечания

Весьма часто газовые и газоконденсатные месторождения бывают многопластовыми. В ряде случаев продуктивный горизонт целе­ сообразно подразделять на отдельные пачки, особенно если они раз­ общены друг от друга достаточно выдержанными по площади гли­ нистыми пропластками.

Каждая залежь или пачка подобных месторождений может раз­ рабатываться: а) раздельной, б) совместной или в) раздельно-сов­ местной сетками скважин. В первом случае на каждую залежь или пачку бурится своя система скважин. При совместной сетке каждая скважина одновременно дренирует два пласта и более. С начала раз­ работки газоконденсатных месторождений Кубани на нижнемеловые отложения бурилась единая сетка эксплуатационных скважин. В связи с преждевременным обводнением газовых скважин в нижне­ меловых отложениях стали выделять отдельные продуктивные пачки [63, 56, 81]. Для регулирования выработки отдельных пачек на них добуривали новые скважины. Так сложилась комбинирован­ ная (раздельно-совместная) сетка скважин [81].

При раздельной разработке многопластового месторождения потребное число скважин для добычи заданного количества газа часто превышает число скважин при совместной разработке одной сеткой скважин нескольких пластов. Однако в первом случае упро­ щаются контроль за разработкой месторождения, анализ и регули­ рование процессов разработки многопластового месторождения. При совместной эксплуатации решение этих задач значительно услож­ няется.

Заранее никогда нельзя сказать, какая из систем разработки многопластового месторождения будет наиболее эффективной. Эффек­ тивность различных систем разработки определяется технико-эко­ номическими расчетами. Для проведения этих расчетов, естественно, необходимо пользоваться газогидродинамическими методами расчета основных показателей разработки многопластовых месторождений.

Определять показатели разработки для каждой залежи много­ пластового месторождения при раздельной ее эксплуатации можно по формулам, приведенным в предыдущих главах.

201

Методы расчета показателей разработки многопластового место­ рождения газа при равномерном размещении скважин, эксплуати­ рующих несколько продуктивных горизонтов, описаны в работах С. С. Гацулаева, М. М. Кашпарова, Ю. П. Коротаева, Е. М. Мин­ ского и М. Л. Фиш. Исследования этих авторов выполнены примени­ тельно к идеальному газу при тех или иных допущениях.

Б. Б. Лапук, И. Ф. Луканин и А. Б. Товбис исследовали про­ цесс продвижения воды в двупластовом месторождении, разрабаты­ ваемом единой сеткой скважин в виде одной кольцевой батареи. Методика расчетов упрощается, если предопределить темпы посту­ пления воды в отдельные горизонты многопластового месторождения. Исходя из такого допущения, А. М. Кулиев, Е. Н. Храменков, П. Т. Шмыгля предложили методику определения основных пока­ зателей разработки многопластовых месторождений (в частности, темпов отбора газа из отдельных горизонтов).

Очевидно, что определение показателей разработки многопласто­ вых месторождений сложнее соответствующей задачи, относящейся к отдельным залежам. Сложность эта определяется тем, что измене­ ние пластового давления и отбора из одного пласта непосредственно сказывается на изменении пластового давления и отборов из других пластов, особенно при наличии газодинамической связи между про­ дуктивными горизонтами.

Из сказанного вытекает необходимость использования метода последовательных приближений в описываемых в данной главе методиках расчета. При решении тех или иных задач рассматриваются двупластовые месторождения. Методики расчетов часто могут быть обобщены применительно и к большему числу продуктивных пластов.

§ 2. Определение показателей разработки многопластового месторождения при эксплуатации его единой сеткой скважин при газовом режиме

В предшествующих работах по определению показателей раз­ работки многопластовых месторождений, как отмечалось, реаль­ ные свойства газа не учитывались. Как правило, принималось ра­ венство пластового давления в отдельных горизонтах, забойного давления против каждого пласта в соответствующие моменты вре­ мени или рассматривался случай, когда насосно-компрессорные трубы (НКТ) находятся выше самого верхнего продуктивного пласта Б Проведение расчетов по шагам с использованием метода последовательных приближений позволяет избежать отмеченных допущений.

п ри води т к ы едоосваиванию отдел ьн ы х продукти вн ы х и н тер ва л о в , к образован и ю

202

Итак, задан суммарный во времени отбор газа из двухпласто­ вого месторождения Q = Q (t). Известны необходимые для расчетов параметры, в частности, по данным исследования скважин уста­ новлена продуктивная характеристика каждого пласта. Предпола­ гается, что каждый пласт эксплуатируется на режиме поддержания заданной депрессии. Каждый горизонт характеризуется своей до­ пустимой депрессией на пласт. Требуется определить основные пока­ затели разработки многопластового месторождения.

При достаточно равномерном размещении скважин на площади газоносности методика определения показателей разработки сво­ дится к расчетной схеме для «средней» скважины. В данной расчет­ ной схеме величины и параметры, относящиеся к верхнему пласту, будем помечать индексом 1, а к нижнему пласту — индексом 2. Предполагается, как это часто бывает на практике, что продукция обоих пластов поступает на поверхность по НКТ.

Исходя из уравнения притока реального газа к скважине из пер­

определяем дебит газа qHl из первого пласта в начальный момент времени:

Порядок определения дебита газа по данному уравнению рассмо­ трен ранее (см. § 4 главы Y).

Из уравнения рС1 = рнХ— вычисляется величина забойного давления против первого пласта в начальный момент времени.

По найденным величинам рсХ, дн1, известной величине L (расстоя­ ние между серединами интервалов перфорации первого и второго

Если расстояние между пластами мало и можно пренебречь потерями давления на участке ствола скважины L, то приток газа из второго пласта можно найти по формуле

203

Если рн2 — рс2 > 6 2, то подбирается такая депрессия на верх­ ний пласт 6х, чтобы в результате расчетов выполнялось неравен­ ство (4). Поэтому в дальнейшем полагаем, что неравенство (4) на

Найденное решение задачи на начальный момент времени позво­ ляет перейти к определению показателей разработки многопласто­ вого месторождения через время At. Теперь рассмотрим определе­ ние показателей разработки на любой момент времени t в предполо­ жении, что известно решение задачи на момент t — At.

На момент времени t для первого пласта имеем следующую си­ стему исходных уравнений:

(и из формулы Г. А. Адамова) притоков из первого и второго пластов в момент времени t не представляется возможным, так как неизвестно, как перераспределится суммарный отбор газа между пластами, т. е. неизвестны значения добытых количеств газа из первого и вто­ рого пластов на момент времени t. Поэтому при расчетах в первом приближении добытые количества газа из первого и второго пластов оцениваются по формулам

Тогда из решения системы уравнений (6)—(8) можно найти вели­ чины рг (t), рс1 (t) и qx (t). По формуле Г. А. Адамова определяется

забойное давление рс2 (t). По известной величине давления рс2 (t) и приближенному значению QR0б 2 (<) путем решения системы уравне­

ний (9)— (10) вычисляются р 2 (t) и q2 (t).

Суммарный дебит средней скважины в момент времени t соста­ вляет

я (?)= ?i (0+ 9* (0.

204