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

Легко видеть, что метод последовательных приближений не накладывает каких-либо ограничений на граничные условия по скважинам. Этот метод в равной мере применим для определения запасов газа залежей по данным эксплуатации скважин при постоян­ ных или переменных во времени дебитах или забойных давлениях, а также для определения запасов газа и однопластовых, и много­ пластовых месторождений, как при известной площади газоносности, так и при недостаточной информации о ней и т. д.

Если при применении метода последовательных приближений имеется карта равных значений khl\iar для натурного пласта, то ее необходимо использовать для расчета и задания переменных по площади модельного пласта электрических сопротивлений.

Подсчет запасов газа многопластовых месторождений (или зале­ жей, представленных чередованием продуктивных пропластков) при единой сетке эксплуатационных скважин, например методом падения среднего пластового давления, связан со значительными трудностями. Например А. Л. Козлов и Е. Н. Храменков на основе проведенных расчетов приходят к выводу, что определять по падению давления суммарные запасы совместно разрабатываемых пластов, резко различающихся по проницаемости, не представляется возмож­ ным. Авторы полагают, что достоверный подсчет запасов газа можно провести лишь применив метод падения давления к каждому пласту в отдельности.

То обстоятельство, что рассматриваемая в данном параграфе методика определения запасов газа основывается на использовании данных об изменении во времени забойных давлений, позволяет рекомендовать ее для определения запасов газа многопластовых месторождений, разрабатываемых единой сеткой скважин. При разработке многопластовых месторождений единой сеткой скважин забойные давления против каждого пласта могут приниматься оди­ наковыми (при достаточно небольших расстояниях между пластами). Поэтому рассматриваемую методику определения запасов газа можно обобщать и применительно к многопластовым месторождениям. Однако при этом определяются суммарные запасы газа многопласто­ вого месторождения, так как в качестве модельного принимается однопластовое месторождение.

Зависимости изменения во времени забойных давлений в натурных скважинах дают информацию о сообщаемости или о несообщаемости пластов или пропластков. Поэтому даже при незнании деталей геоло­ гического строения многопластового месторождения запасы газа в нем определяются с учетом особенностей протекания фильтрацион­ ных процессов в многопластовых месторождениях.

Результаты проведенных исследований показывают, что рас­ смотренную методику подсчета запасов газа можно эффективно применять на практике. Проверка методики на гипотетических залежах различных типов показывает ее высокую точность. Для большинства рассмотренных примеров погрешность в определении запасов газа не превышает 10% при отборе из залежи около 0,5—

1,5% запасов газа. При таких отборах практически снимается вопрос о возможном влиянии водонапорного режима на точность подсчета запасов газа.

Остановимся на вопросе о том, когда можно судить о равенстве определяемых запасов газа действительным запасом газа в пласте. При практическом использовании методики судить об отборе 0,5— 1,5% запасов можно лишь тогда, когда известны истинные запасы газа. В связи с этим рекомендуется следующий подход к решению интересующей нас задачи.

Согласно проведенным исследованиям, начиная с некоторой суммарной величины отбора газа из месторождения, погрешность определения запасов газа остается практически неизменной (рис. 101).

Отбор газа,, % от запасов

Рис. 101. Зависимость погрешности определения запасов газа от суммарного отбора из месторождения при различ­ ном числе эксплуатационных скважин [19]

Число скважин! 1 — пять; 2 — десять; 3 — двадцать

Это равносильно стабилизации отношения времен t и tMс увеличе­ нием отбора газа. Следовательно, равенство (или близость) отноше-

П / П \

параметра емкости атк^яля газонасыщенного объема норового пространства amh.

Другой подход заключается в расчете параметра amh или amhS (следовательно, и запасов газа) на разные даты с использованием метода последовательных приближений. Получение сходящихся ре­ зультатов по величинам amh или amhS означает, что дальнейшая эксплуатация залежи уже не уточнит размера определяемых запасов газа.

Отметим еще два интересных факта.

1. Ошибки в определении и задании параметра проводимости модельного пласта не оказывают существенного влияния на погреш­ ность в подсчете запасов газа. Это означает, что степень достовер-

338

kh

ности определения среднего значения параметра — (или карты

Цат

проводимости) не накладывает ограничений на возможность исполь­ зования методики для подсчета запасов газа.

2. Не выявлено существенной зависимости погрешности опреде­ ления запасов газа от числа и местоположения эксплуатационных скважин.

Расчеты показывают, что не число скважпн, а величина отбора газа опре­ деляет степень достоверности подсчета запасов по рассмотренной методике. Даже по данным эксплуатации одной—трех скважин удалось оценить запасы газа гипотетической залежи. Однако при малом числе скважин иногда бывает трудно ответить на вопрос о наличии или отсутствии нефтяной оторочки промыш­ ленного значения. Поэтому до решения данного вопроса месторождение не вво­ дится в опытно-промышленную или промышленную разработку. Исследования последних лет показывают, что решить вопрос о наличии нефтяной оторочки можно и без специального бурения скважин. В результате статистической обра­ ботки данных анализов газа по большому числу месторождений А. С. Великовский, В. П. Савченко, Я. Д . Саввина, В. В. Юшкин и М. Я. Зыкин отмечают ряд характерных признаков наличия нефтяной оторочки того или иного размера. Например, газоконденсатные месторождения с содержанием С5+ЕЫСшие более 1,75% или с выходом стабильного конденсата более 80 см3/м 3 обычно связаны с нефтяными оторочками или являются газовыми шапками нефтяных залежей. А. К. Карпов и Ю. П. Коротаев для характеристики типа залежи рекомендуют

г-С4

оценивать величину отношения п-Сл [31]. Исследования этих авторов пока­ зали, что газы газовых шапок или газоконденсатно-нефтяных месторождений

Сравнительно малые отборы позволяют применять изложенную методику для подсчета запасов газа даже при отсутствии потребителя газа, что особенно важно для новых газоносных провинций. В этих условиях газ, отбираемый из нижних горизонтов, может перепускаться в верхние залежи или в соседние месторождения. Представляется возможной даже закачка (перепуск) газа в верх­ ние водоносные горизонты. В этом случае в пределах месторождения будет созда­ ваться как бы искусственное подземное газохранилище. В некоторых случаях может оказаться целесообразным разработка газоконденсатной залежи с целью добычи конденсата и закачка отбензиненного газа в другие продуктивные ком­ плексы.

Отмеченные способы применения методики подсчета запасов газа при от­ сутствии потребителей газа связаны с незначительными дополнительными капи­ тальными вложениями (по сравнению со строительством газопровода до потре­ бителя). Эти дополнительные капитальные вложения вполне оправдываются, если принимать во внимание общие капиталовложения в разработку месторо­ ждений и обустройство промыслов, определение объемов и направлений исполь­ зования газа, ускорение ввода месторождений в промышленную разработку.

Рассматриваемая методика подсчета запасов газа основывается,

вчастности, на использовании информации об изменении во времени забойных давлений. Однако (по справедливому замечанию Г. А. Зо­ това) изложенная методика может целиком основываться на данных изменения во времени пластовых давлений в районе каждой сква­ жины. При этом не требуются знание коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В и учет возможного изменения их во времени

впроцессе эксплуатации скважин. В этом случае за пластовое давле­ ние в модельных скважинах могут приниматься текущие давления

в соответствующих узловых толках модели, где располагаются скважины. Такой подход оправдывается тем, что основные потери давления при фильтрации газа приходятся на область пласта от реальной до фиктивной скважины. Давление по фиктивной скважине близко к текущему пластовому давлению в районе реальной сква­ жины.

Идея использования зависимостей изменения во времени пластовых давле­ ний в скважинах для подсчета запасов газа высказана Г. А. Зотовым и прове­ рена им совместно с Н. Н. Вишневецким и С. М. Тверковкиным на примере Быстрянской залежи. В исследованиях Ю. П. Коротаева, Л. И. Гутенмахера, Ф. А. Требина, Г. А. Зотова и Ю. А. Полякова эта методика распространяется на систему эксплуатационных скважин. Использование данных об изменении во времени пластовых давлений в скважинах и их дебитов позволило, на не­ сколько иной основе, предложить методику определения запасов газа в пласте (одному из авторов настоящей книги совместно с В. И. Ахапкиным).

Упомянутые методики — приближенные, они основываются на допущении об относительно стабильной добыче газа по скважинам. Методика же, изложен­ ная в настоящем параграфе, позволяет учесть особенности разбуривания залежи и эксплуатации скважин. Однако для ее применения необходимо проведение расчетов на электрической модели или на ЭВМ.

§5. Определение запасов газа по изменению давления

вскважинах при длительной эксплуатации

Изложенная в предыдущем параграфе методика оценки запасов газа в залежи основывается на расчетных соотношениях, полученных в предположении о непродолжительной эксплуатации залежи. Представляет интерес применение этой методики и к случаю длитель­ ной разработки залежи, так как не всегда удается с достоверностью определить запасы газа по методу падения среднего пластового давления из-за сложности или невозможности нахождения средне­ взвешенного по газонасыщенному объему норового пространства давления на разные даты. Как уже отмечалось, использование ин­

забойного давления в период существенного снижения пластового давления в залежи. Методика пригодна для условий разработки залежи (в пределах рассматриваемого периода времени) при газовом режиме.

Основную причину, не позволяющую использовать рассмотрен­ ную в предыдущем параграфе методику для определения запасов газа по данным длительной эксплуатации скважин, поясним ниже.

В работе [19] при линеаризации исходного нелинейного дифферен­ циального уравнения для связи «фиктивного» времени т и реального t

340