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

уравнения материального баланса и данных об изменении во времени среднего пластового давления и количества отобранного газа.

При использовании объемного метода необходимо знать поровый объем газовой залежи и такие параметры, как газонасыщенность и изменение ее по площади залежи. Из-за неоднородности коллекто­

и более (М. Т. Абасов, Б. М. Листенгартен и др.). Использование объемного метода в условиях карбонатных коллекторов еще более затруднительно.

Метод, основанный на уравнении материального баланса, также имеет недостатки. Считается, что метод падения среднего пластового давления следует использовать при отборе из пласта 5—10% запасов газа (Е. М. Минский) и даже 20—30% (О. Г. Баркалая, А. Л. Коз­ лов, Ю. П. Коротаев).

Таким образом, эффективное использование рассматриваемого метода возможно при отборе значительных запасов газа. При отме­ ченных величинах отбора газа продвижение контурных или подош­ венных вод в газовую залежь может повлиять на точность определе­ ния запасов газа.

Средневзвешенное по газонасыщенному норовому объему залежи пластовое давление определяется формулой

Если площадь залежи разбита на одинаковые элементарные квадраты с шагом Дх = Ау, то эта формула записывается в виде:

П

' ^ Pi {amh)t

^ {amh)t i=l

Здесь i — номер элементарного объема; п — число элементарных объемов; р{ — среднее пластовое давление в t-м объеме; (amh)i — значение параметра amh в центре того же квадрата (элементарного объема).

Из приведенных формул следует, что точность определения р зависит от точности построения карт изобар и карт равных коэффи­ циентов газонасыщенности и пористости, а также мощности пласта. Точность же и достоверность указанных карт зависят непосредственно от числа газовых скважин и равномерности их размещения на пло­ щади газоносности. С этой точки зрения объем информации, необхо­ димой для эффективного использования метода падения среднего пластового давления для подсчета запасов газа, аналогичен и даже больше объема информации, используемого при подсчете запасов

332

газа объемным методом. Поэтому предлагаются иные подходы, позволяющие оценивать средневзвешенное по объему норового пространства пластовое давление, — путем взвешивания по дебитам (Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотов, К. Д. Кичиев) или добытым коли­ чествам газа (3. Г. Галимзянов). Иногда, при малом числе скважин, среднее пластовое давление определяют как среднеарифметическое. В результате получаются заниженные, а в ряде случаев завышенные запасы газа.

Различными исследователями развивались методы подсчета запа­ сов газа, основанные на учете особенностей протекания процессов

вгазовых залежах при определенных воздействиях на пласт. Так,

вработе [76] для определения запасов газа предлагается исполь­ зовать данные об изменении давления в простаивающей скважине при мгновенном пуске в работу соседней скважины. Использование этого метода затруднено тем, что неизвестно, к какой по размерам зоне пласта отнести определяемые значения параметра mh. Из-за большой упругости газа трудно получить кривую изменения давле­ ния в реагирующей скважине, особенно в пластах с хорошими кол­ лекторскими свойствами.

Для определения по скважинам параметра mh (или удельных запасов газа) предложен метод обработки конечных участков кривых восстановления забойного давления [24]. Однако, согласно рабо­ там [76, 84], при определении параметров пласта с использованием этого метода возможны ошибки. Существенно ограничивает его применение также неопределенность используемого в расчетах «радиуса удельной площади дренирования».

Методы оценки параметра mh с использованием кривых восста­ новления забойного давления, близкие по идее к отмеченным выше, рассматриваются также в ряде зарубежных работ.

Использование информации об изменении во времени забойного

залежи значение параметра емкости amh, необходимого при подсчете запасов газа или объема норового пространства залежи.

Отмечая достоинства излагаемого в данном параграфе метода определения запасов, мы не противопоставляем его, например, методу падения среднего пластового давления. Предполагается, что определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуата­ ции залежи естественно дополняет существующие методы подсчета запасов газа. Целесообразность использования информации об изменении во времени забойных давлений и дебитов скважин объ­ ясняется относительной доступностью и достоверностью этой инфор­ мации. При этом не требуется определения каких-либо средневзве­ шенных по объему норового пространства залежи параметров. Это также относится к положительным сторонам рассматриваемой мето­ дики подсчета запасов газа.

Определение среднего по залежи параметра amh (а следовательно, запасов газа) возможно, если известны данные пробной эксплуатации

333

залежи: дебиты и соответствующие изменения забойных давлений во времени. Необходимо также знание величин начальных пластовых давления и температуры, конфигурации (площади) залежи, состава пластового газа, расположения скважин, приведенных радиусов скважин или коэффициентов продуктивности (при фильтрации газа по линейному закону), при нарушении в призабойной зоне скважин линейного закона фильтрации — величин фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине.

Основой предлагаемого метода является количественное сопо­ ставление данных эксплуатации газовых скважин с данными воспро­ изведения их работы на электрических моделях или на ЭВМ. Впервые идея использования электрических моделей для оценки параметра упругоемкости нефтеносного (водоносного) пласта высказана в ра­ боте П. М. Белаша.

Процесс эксплуатации газовых скважин моделируется на сетке ВС при тех же краевых условиях, которые существуют в натурном (реальном) пласте. Натурным называем пласт конкретного место­ рождения, а электрическую модель рассматриваемого месторождения назовем модельным пластом. Величины и характеристики, относя: щиеся к модельному пласту, будем выделять индексом «м».

При моделировании параметр газопроводимости модельного пласта kh/\iaT набирается равным среднему значению параметра kh/\iaT натурного пласта. Это значение определяется по данным исследований скважин при неустановившихся режимах и интерпре­ тации результатов по одному из способов, изложенных в работах [9, 23, 24, 31]. Величина параметра емкости модельного пласта amh, при отсутствии оценочных данных, берется произвольной. Добавоч­ ные сопротивления, моделирующие фильтрационные сопротивления от радиуса фиктивной до радиуса действительной скважины, вычи­ сляются согласно изложенному в § 8 главы V.

Пусть газовые скважины эксплуатируются с постоянными во времени, но различающимися дебитами. Для каждой скважины вычисляется изменение во времени функции ср:

давления в разные моменты времени вычисляется функция ф на эти моменты времени. Составляется эквивалентная модель пласта с по­ стоянными по площади параметрами М /цат и amh. На модельном пласте воспроизводится процесс эксплуатации натурного пласта, т. е. п скважин на модельном пласте «работают» с теми же дебитами газа.

Так как величина параметра amh для модельного пласта принята произвольной, то изменение забойных давлений в скважинах модель­

334

ного пласта будет происходить иначе, чем в скважинах натурного* пласта.

Оказывается, что при выполнении условия

п [ п \

связь между средними значениями параметров емкости amh для натурного и модельного пластов дается выражением

во времени забойных давлениях, то вместо соотношения (2) имеем условие равенства сумм дебитов скважин натурного и модельного пластов:

Существенным ограничением для применения изложенной мето­ дики оценки запасов газа является необходимость знания площади газоносности. Это ограничение возникает на начальных этапах

335

разведанности месторождения при малом числе скважин. Исследова­ ниями показано, что если площадь газоносности достоверно не из­ вестна, то при выполнении условия (2) или (4) вместо соотноше­ ния (3) имеем 1

Здесь S — истинная площадь газоносности; SM— площадь газо­ носности, определенная на основе имеющейся информации о залежи (и заданная при моделировании).

Следовательно, выполнение условия (2) или (4) позволяет при недостоверном знании площади газоносности из соотношения (5) сразу определять искомый газонасыщенный объем норового про­ странства натурной залежи amhS.

Достоинство соотношений типа (2)—(3), (3)—(4), (2)—(5) состоит в том, что при соблюдении принимаемых допущений достаточно одноразовых расчетов на модельном пласте для определения запасов газа натурной залежи. Однако не во всех случаях удается получить соотношения, аналогичные приведенным выше. Это бывает затрудни­ тельно, например, при разновременном вводе скважин в эксплуата­ цию. В подобных случаях можно применять метод последовательных приближений.

Выполненные исследования и соответствующие расчеты позволяют рекомендовать проведение итерационного процесса по зависимостям

2 фi — f (t) для скважин натурного и модельного пластов.

Если зависимости 2 Фг = / (f) Для натурной и модельной залежей не совпадают, следовательно, модельный пласт по своим параметрам

не эквивалентен натурному. Пусть зависимость 2 ф г = / ( 0 Для модельного пласта располагается ниже, чем для натурного. Это означает, что параметр емкости модельного пласта amh занижен против среднего истинного значения параметра amh. В следующем приближении параметр amh следует принять большим amh, исполь­ зованного в расчетах предыдущего приближения.

Согласно методу последовательных приближений, значение пара­ метра amh модельного пласта необходимо изменять до тех пор, пока

не совпадут зависимости 2 Фг = / (*) Для скважин натурной н модельной залежей.

При использовании метода последовательных приближений не­ обходимо добиваться совпадения не начальных, а конечных участков

зависимостей 2 Фг = / (t) для натурной и модельной залежей, которые соответствуют отборам из залежи 1—1,5% от запасов газа. Эта необходимость связана с недостаточной точностью начальных

участков зависимостей 2 Фг = / (0 [19].

1 Вывод приводимых расчетных соотношений достаточно громоздок. Поэ­ тому, а также в связи с тем, что подробный вывод их дан в работе [19], мы ог­ раничиваемся здесь приведением конечных результатов. То же относится и к примерам расчета.

336