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

Для того чтобы достоверно установить, относится ли прямолиней­

ная зависимость plz (р) = / (<2дОб(0) к газовому или водонапорному режиму, необходимо пользоваться дополнительной информацией о режиме месторождения.

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

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

Рис. 6. Изменение от­ бора газа Q* из зале­ жи в процессе разра­ ботки (3) и зависи­

порного (1) режимов

скважин часто неоспоримо свидетельствует о поступлении воды в залежь.

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

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

соответственно начальное и текущее среднее пластовое давление в объеме Яв водоносного пласта. Начальное среднее пластовое давление в объеме Яв водо­ носного пласта можно вычислить на основании карты гидроизопьез.

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

Газовую залежь аппроксимируем круговой и определяем эквивалентный радиус залежи R3 из условия S = лЛ| (S — площадь газоносности). Через

22

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

Дп. с = Ra~\~a -

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

Л,

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

Яв— R3 ( т г ) ‘ =

Ра' РгВК

Рп. с — РгВК

Здесь рп — давление на забое пьезометрической скважины; ргвк — давле­

ние на границе раздела газ—вода в интересующий момент времени, опреде­ ляемое по 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 QB. Использование карты мощности для водоносного пласта позволяет определить QB. Для определения среднего

давления рв (г) строится карта изобар для водоносного пласта на тот же момент времени.

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

Точность расчетов существенно зависит от числа и местоположения пьезо­ метрических 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 про­ следить за положением границы раздела газ—вода в различные моменты времени, т. е. судить о режиме месторождения. Рассмотре­ ние различных методов ядерной геофизики, применяемых для иссле­ дования скважин, показывает, что задача отбивки газоводяного или газонефтяного контактов наиболее просто решается нейтронными методами и в первую очередь при помощи нейтронного гамма-каро­ тажа (НГК), обладающего среди этих методов наибольшим радиусом исследования. Обнадеживающими являются результаты применения импульсных радиоактивных методов.

23

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 эксплуата­ ционной 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 вышезалегающих 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 свидетель­ ствует об активном проявлении водонапорного режима. Обводнение скважин может произойти по 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, наблю­ дение 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

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

24

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 по газонасыщен­ ному объему норового пространства газовой залежи пластового давления к соответствующему значению коэффициента сверхсжи­ маемости газа (см. рис. 4). Для упрощения будем называть здесь

отношение р ( t)lz (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 опи­ сывается прямой линией 4. Линии 1, 2, 3 на рис. 4 соответствуют различным характерам проявления водонапорного режима.

При прочих равных условиях продвижение контурных или подош­ венных вод (степень восстановления пластового давления) зависит от темпа разработки месторождения. Если падение приведенного давления в газовой залежи происходит при темпе отбора QI по кри­ вой 2, а при темпе отбора Q% — по кривой 3, то Ql < Q3. При водо­ напорном режиме давление в газовой залежи может изменяться незначительно и даже практически оставаться постоянным во времени и равным начальному пластовому давлению рн в случае очень малой (теоретически — бесконечно малой) величины отбора газа (линия 2).

Таким образом, возможные зависимости приведенного среднего

пластового давления от добытого количества газа p/z(p) = /((?д0б(^)) при водонапорном режиме лежат в интервале между прямыми 2 и 4, представленными на рис. 4. Эти прямые являются пределами для

зависимости p/z (р) = / (Q%06 (t)) в случае водонапорного режима.. Линия 2 соответствует водонапорному режиму, когда темп отбора

линией 4 при больших темпах разработки залежи (условно Q* -> оо). Конечные участки кривых падения пластового давления при водо­ напорном 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 норового объема газовой залежи возрастает. Это означает, что в обводняемом объеме остается больше газа, причем при большем пластовом давлении. Но повышенное давление в газо­ вой 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 сква­ жин по наиболее проницаемым участкам и пропласткам, к оставлению

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

25

целиков газа и т. д. Таким образом, на практике, например, при темпе отбора Q\ падение давления может происходить или по кри­ вой 2, 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 водонос­ ности, 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 к2 приведенное давление падает при

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 пласто­ вой водонапорной системе, ускоряет падение пластового давления в газовых залежах вследствие уменьшения поступления воды в за­ лежи.

В ряде случаев зависимость plz (р) = / (Q^06 (t)) при водонапор­ ном режиме графически может располагаться ниже зависимости

plz (р) = / (QJ0б (0) Для случая газового режима. Первой причиной такого отклонения являются, например, неконтролируемые перетоки

26