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

Таким образом, проведенные исследования и анализ данных эксплуатации скважин позволили уточнить представления о допусти­ мых дебитах (при проектных депрессиях) и привели к необходимости уточнить число скважин для разработки месторождения Газли до конца периода постоянной добычи газа.

III.На примере Шебелинского месторождения рассмотрим воз­

можность выявления взаимодействия продуктивных горизонтов в процессе разработки (по данным исследований В. П. Войцицкого).

Шебелинское месторождение природного газа введено в про­ мышленную разработку в 1956 г. Это крупнейшее месторождение обеспечивает газом важные промышленные районы страны — До­ нецко-Приднепровский район, Центр, юг Украины и Прибалтику.

На Шебелинском месторождении промышленная газоносность приурочена к отложениям нижнего ангидритового горизонта (НАГ), свиты медистых песчаников (СМП) нижней перми и араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК). Продуктивные горизонты СМП и АСК имеют общий газо-водяной контакт на отметке около 2270 м. Этаж газоносности равен 1150 м.

В структурном отношении Шебелинское месторождение пред­ ставляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, разбитую дизъюнктивными нарушениями на ряд блоков, смещенных по вертикали относительно друг друга (см. рис. 25). Амплитуда нарушений достигает 150—200 м в своде струк­ туры и уменьшается к крыльям и периклиналям.

Широко развитая трещиноватость наряду с непосредственным контактированием разных стратиграфических комплексов по пло­ скостям тектонических нарушений обусловила газодинамическую связь отдельных горизонтов. Эта связь проявлялась на протяжении геологического времени при формировании месторождения. Поэтому необходимо было установить возможность и характер проявления этой связи за период разработки месторождения, так как эта газо­ динамическая связь может оказывать значительное влияние на все показатели разработки месторождения.

Начальное статическое устьевое давление, приведенное к от­ метке +180 м, одинаково по всем горизонтам и составляет 207 кгс/см3. Пластовое давление по отдельным горизонтам различается только на вес столба газа.

Первым был введен в разработку продуктивный нижний ангидри­ товый горизонт (НАГ) — в июне 1956 г. с вступлением в эксплуата­ цию скв. 30 и 14. Разработка свиты медистых песчаников (СМП) началась в конце 1956 г. после введения в эксплуатацию скв. 34, 40 и 102. Разработка араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК) начата в январе 1960 г. с введением в эксплуатацию скв. 143, вскрыв­ шей совместно СМП и верхи АСК.

Первые данные о проявлении активной газодинамической связи

328

продуктивными являются участки залежи, осложненные большим количеством тектонических нарушений. Повышенными дебитами характеризовались скважины, непосредственно расположенные у на­ рушений (скв. 14, 2, 115, 111). Это могло объясняться образованием при разрыве сплошности пород микро- и макротрещин и перетоками газа из СПМ.

Наиболее продуктивной по НАГ оказалась западная зона, где отмечается наибольшее число сбросов. По плоскостям этих наруше­ ний местами имеется непосредственный контакт с отложениями СМП. Наличие газодинамической связи между продуктивными горизонтами в западной зоне подтверждается примерно одинаковым характером изменения во времени статических давлений на устьях скважин горизонтов НАГ, СМП и АСК. Так, статическое давление по скв. 102, эксплуатирующей горизонт Мх (СМП), на протяжении длительного времени практически не отличается от статического давления по скв. 2 (НАГ), находящейся на расстоянии 100 м от последней. Скв. 71 (Мх) пробурена в начале 1961 г. При этом статическое давление оказалось равным 196,9 кгс/см2. Это почти на 10 кгс/см2 меньше первоначального, несмотря на то, что в данной зоне горизонт Мх не разрабатывался. Статическое давление по близ расположенным скв. 115, 111 и 105 в это время было 195—196,5 кгс/см2. Следова­ тельно, снижение статического давления по скв. 71 могло быть выз­ вано только перетоком газа в НАГ. Значительное время скв. 71 выполняла функции наблюдательной. За весь этот период давление по скважине было очень близким к статическому давлению по окру­ жающим скважинам НАГ.

В конце 1960 г. была пробурена скв. 168 на горизонты Мх—М5 свиты медистых песчаников. Статическое давление оказалось рав­ ным 190 кгс/см2, что лишь на 1—3 кгс/см2 выше давления по соседним скважинам НАГ.

Анализ статического давления рстпо скважинам позволил уста­ новить наличие газодинамической связи между СМП и АСК, суще­ ствование перетока газа из АСК в СМП.

При испытании в 1959 г. первого объекта в скв. 57 (опробование проводилось снизу вверх) было получено рст= 205,6 кгс/см2, т. е. на 1,2 кгс/см2 ниже первоначального по месторождению. По второму объекту получено рст— 205,5 кгс/см2, по третьему рст= = 204,4 кгс/см2, по четвертому рст = 204,2 кгс/см2. Если учесть, что к этому времени АСК еще не разрабатывалась, то снижение стати­ ческого давления по скважине объясняется перетоками газа в СМП п далее — в НАГ. Статическое давление по скв. 58 и 238 (АСК) к моменту ввода в эксплуатацию также оказалось значительно ниже первоначального.

Относительное повышение в дальнейшем отборов газа из СМП и АСК ускоряет падение пластового давления в данных горизонтах,

врезультате чего уменьшаются перетоки газа в НАГ. После введения

вэксплуатацию скв. 168, 191, 148, 57 и др. пластовое давление по ним приблизилось к давлению в НАГ. Это привело к увеличению

329-

темпов падения давления по скважинам НАГ (скв. 14, 2, 111, 115).

В то же время западная зона занимает лишь 18% всей площади газоносности по НАГ. Пластовое давление по зоне составляет 174,7 кгс/см2, т. е. снизилось по сравнению с первоначальным на 61,2 кгс/см2.

Первоначальные запасы газа в западной зоне, подсчитанные объемны»! методом при максимально возможных значениях расчетных параметров, составляют менее 30 млрд. м?. При таких запасах пла­ стовое давление должно снизиться до 120 кг/см2. Замедленное падение пластового давления по западной зоне в целом также свидетельствует о перетоках газа из СМП в НАГ.

Построение профилей распределения пластового давления пока­ зывает, что, например, в районе скв. 30, 14, 129, 115, 111 и 117 за весь анализируемый срок разработки в НАГ происходит более интенсивное падение пластового давления. Это определило направле­ ние перетоков снизу вверх. В других частях западной зоны в связи с превышением давления в НАГ над пластовым давлением в СМП перетоки газа могли иметь только обратное направление.

Центральная зона характеризуется сравнительно низкой продук­ тивностью. Известные здесь тектонические нарушения имеют неболь­ шую амплитуду и расположены преимущественно по краям зоны. Только в восточной части НАГ контактирует с СМП. Однако вслед­ ствие значительных отборов газа из СМП в данном районе (скв. 110, ■62, 34) перетоки газа в НАГ и»юют ограниченный характер. Об этом говорят и данные разработки.

Восточная зона НАГ изолирована от основной части залежи меридиональным нарушением. В данной зоне только в начальные моменты времени темп падения давления в скважинах НАГ был выше, чем в СМП и АСК. Затем разработка СМП характеризовалась более высоки»ш темпами отбора газа по сравнению с отборами из НАГ и АСК. Это определило характер перетока газа в СМП — из НАГ и АСК. О существовании подобных перетоков свидетельствуют данные по скв. 178 (АСК). Эта скважина пробурена на горизонт А5, который в данной части структуры не вскрыт ни одной эксплуата­ ционной скважиной. Пластовое давление по этой скважине оказалось на 8,8 кгс/см2 ниже первоначального. В последующие два года давление снизилось еще на 5,3 кгс/см2.

Таким образом, анализ изменения во времени статического устьевого и пластового давления по скважинам позволил установить зоны отсутствия и наличия перетоков газа между продуктивными горизонтами Шебелинского месторождения. Наличие перетоков необходимо было учитывать при подсчете запасов газа по горизонтам и месторождению в целом. Подсчет запасов газа по Шебелинскому месторождению в 1968 г. проводился во ВНИИгазе на электроинте­ граторе с учетом газодинамической связи продуктивных горизонтов.

В результате анализа распределения и изменения во времени

330

давлений по пластам были внесены необходимые коррективы в тех­ нологию бурения скважин, в конструкции скважин и т. д. Есте­ ственно, что и прогнозные расчеты по определению показателей раз­ работки не могут проводиться без учета места и характера возможных перетоков газа из пласта в пласт.

В заключение заметим, что описанные особенности перетоков газа в значительной мере определяются высокими фильтрационными сопротивлениями продуктивных пластов. Это привело к значительной дифференциации давления по пластам и площадям газоносности. Так, среднее значение коэффициента проницаемости по НАГ соста­ вляет 16 мД. Из 300 образцов керна СМП только по 36 образцам проницаемость была выше 5 мД, а по 12 образцам находилась в пре­ делах 40—300 мД. Средняя проницаемость по СМП составляет около 6 мД. Проницаемость 110 образцов керна из АСК определялась в лабораторных условиях. Только в девятнадцати из них коэффи­ циент проницаемости оказался выше 5 мД. Несколько большие значения проницаемости получаются при определении их по пара­ метрам проводимости, вычисленным по данным исследования сква­ жин: от 5 до 25 мД, в среднем 16 мД.

§ 4. Определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуатации залежи

В связи с быстрыми темпами развития газовой промышленности страны существенное значение приобретает достоверный подсчет запасов газа в минимальные сроки и с минимальными капитальными вложениями. От достоверности подсчета запасов газа зависит эффек­ тивность использования капитальных вложений в разработку место­ рождения и обустройство промысла. Завышение, как и занижение, запасов газа является крайне нежелательным. Чем быстрее и досто­ вернее будут оценены запасы газа и раньше будет введено в раз­ работку месторождение, тем больший экономический эффект получит народное хозяйство от использования газа. Так, по данным ВНИИгаза, каждый дополнительный миллиард кубометров газа, подавае­ мого в районы Центра европейской части Советского Союза, обеспе­ чивает народному хозяйству страны прибыль около 10 млн. рублей.

В работе А. Л. Козлова, М. Л. Фиш и 3. Ф. Морозовой отме­ чается значительность сроков консервации месторождений. По круп­ нейшим месторождениям страны сроки консервации составляли 4—6 лет (Шебелинское месторождение — 6 лет, Газлинское — 4 года, Северо-Ставропольское — 6 лет). Для средних и мелких по запасам месторождений эти сроки доходили до 13 лет. Одной из причин кон­ сервации месторождений является отсутствие достоверной оценки запасов (затягивающаяся разведка месторождения с целью подсчета запасов газа).

В практике подсчета запасов газа широкое распространение получили объемный метод и метод, основанный на использовании

331