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

Приведенный вывод дифференциальных уравнений неустановившейся филь­ трации газа оепован на допущении о справедливости закона Дарси по всему пласту. Нами получено дифференциальное уравнение неустановившейся филь­ трации газа нри нелинейном законе сопротивления. Проведенные на ЭВМ расчеты подтвердили принимавшееся ранее допущение о приуроченности области нарушения закона Дарси к призабойной зоне с радиусом не больше величины мощности пласта. Такая ситуация, имеющая место при неустановившемся притоке газа к скважинам, позволяет изучать особенности распределения и перераспределения пластового давления в результате интегрирования уравне­ ния (10) или (11) и т. д.

Для определения, например, забойных давлений в скважинах используется известный факт квазиустановившегося характера течения газа в призабойной зоне пласта.

§ 6. Особенности притока газа к забоям скважин

Скважина является одним из важнейших элементов системы разработки месторождений природных газов. Из скважин добывают газ и конденсат. Скважины являются каналами связи с пластом, через которые осуществляется регулирование процессов, происхо­ дящих при разработке месторождений. В результате исследований скважин, наблюдения за их показателями эксплуатации добывается информация о параметрах призабойной зоны, газоносного и водо­ носного пластов и о процессах, происходящих в залежах газа при их разработке.

По назначению скважины можно подразделить на эксплуатацион­ ные, нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические.

Разведочные скважины бурят для изучения особенностей геологи­ ческого строения залежи и окружающей ее пластовой водонапорной системы, определения продуктивности и параметров пластов. Этими скважинами оконтуривают месторождение. По данным их опробова­ ния устанавливают наличие или отсутствие нефтяной оторочки, ее промышленное значение. Конструкции разведочных скважин должны позволять перевод их в одну из отмеченных выше категорий скважин.

Эксплуатационные и нагнетательные скважины предназначены для управления процессами, происходящими в пласте при разработке месторождений природных газов, для добычи газа и конденсата. Всестороннее и периодическое исследование этих скважин дополняет наши представления о месторождении. Сведения, получаемые при эксплуатации этих скважин, дают информацию о параметрах пласта, тектоническом строении залежи и водоносного пласта, активности водонапорного бассейна и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины используются для контроля за процессами, происходящими в залежи. Наблюдатель­ ными будем называть скважины, пробуренные в области газонос­ ности, а пьезометрическими — пробуренные за внешним контуром газоносности (в области водоносности). Результаты исследования этих скважин дополняют сведения о коллекторских свойствах пластов. Наблюдения за такими скважинами дают информацию об изменении

40

по площади п во времени пластовых давлений в областях газо- и водоносности, о режиме месторождения и позволяют следить за прод­ вижением воды в газовые залежи. В последнее время рекомендуется бурить «эксплуатационно-наблюдательные» скважины. Для таких скважин при нормальной их эксплуатации планируется специальное время на проведение исследований, в частности время на длительные замеры давления.

В данном параграфе основное внимание уделяется особенностям притока газа к эксплуатационным скважинам. Другим категориям скважин будет уделено внимание ниже.

Первая особенность, свойственная притоку газа к скважине, — нарушение линейного закона фильтрации, обусловленное высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта. Дебит нефтяной скважины в 100 м?/сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м3/сут. Пусть пластовое давление составляет 150 кгс/см2, а забой­ ное — 100 кгс/см2. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10000 м3/сут, т. е. скорость фильтрации газа в рас­ сматриваемом случае вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти.

Нарушение линейного закона фильтрации приводит к двучленному уравнению притока газа к скважине. В случае идеального газа это уравнение для некоторого момента времени t записывается в виде [8, 23,31]:

где Pk{t) — пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени; рс (t) — забойное давление в скважине в момент времени t; А и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q (t) — дебит скважины в момент времени t, приведенный к атмосфер­ ному давлению и пластовой температуре.

Под пластовым давлением в районе некоторой скважины будем понимать такое давление, которое установится на забое скважины в результате ее длительного простаивания. При разработке место­ рождений природных газов образуется общая депрессионная «во­ ронка» той или иной «глубины». Она всегда осложнена локальными депрессионными «воронками», образующимися в процессе эксплуата­ ции отдельных скважин. Поэтому под длительным простаиванием скважины понимается время, необходимое для выравнивания депрессионной воронки в районе рассматриваемой скважины (локальной депрессионной воронки).

Уравнение (1) справедливо для установившегося фильтрационного течения. Поэтому его можно использовать для любого момента вре­ мени при условии, что к этому моменту уже закончились процессы перераспределения пластового давления, вызванные существенным изменением дебита скважины. (Об учете реальных свойств газа в уравнении притока газа к скважине будет сказано в § 4 главы V.)

41

Другая отличительная особенность притока газа к скважине — искривление линий тока. Это искривление происходит из-за не­ совершенства скважин по характеру вскрытия, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, — то и вследствие несовер­ шенства скважины по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия влияет на величины коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине (1). Коэффициенты А и В определяются в результате интерпретации данных исследования скважины при установившихся режимах фильтрации [8, 23, 24, 31], а следовательно, с учетом в общем случае двойного несовершенства скважины. Вместе с тем отметим, что представление сложного фильтрационного течения к скважине как суммы элементарных потоков привело к получению формул, позволяющих раскрыть структуру коэффициентов А и В.

Следующая особенность притока газа к скважине связана с филь­ трацией газоконденсата.

При разработке газоконденсатных месторождений, даже с под­ держанием пластового давления, забойные давления по скважинам рсt меньше давления начала конденсации рнк или начального пласто­ вого давления 1 ри {pci < р нк, или рс1 < р и).

Следовательно, приток газоконденсатной смеси к скважине сопро­ вождается выпадением конденсата в призабойной зоне пласта. В на­ чальные моменты времени происходит процесс накопления конден­ сата в пласте. Затем, после достижения равновесной насыщенности, конденсат начинает поступать к забою скважины. Выпадение конден­ сата в призабойной зоне пласта приводит к изменению во времени фильтрационных сопротивлений А я В в уравнении (1) (М. Т. Абасов, 3. С. Алиев, Ю. П. Коротаев, А. М. Кулиев и др.). Вопрос об измене­ нии конденсатонасыщенности в призабойной зоне пласта достаточно исследован (М. Т. Абасов, 3. М. Ахмедов, А. X. Мирзаджанзаде и др.).

С двухфазной фильтрацией приходится иметь дело и при обводне­ нии газовых скважин вследствие образования конусов и продвижения воды в виде языка по наиболее дренируемому пропластку. Двухфаз­ ная фильтрация наблюдается при поступлении в скважину газа и воды из переходной зоны. Затем в скважину поступают газ — из необводненной части пласта — и вода — из обводненного про­ пластка.

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, дебиты скважин приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны пласта, выноса частиц породы и осложнения процесса эксплуатации скважины — образо­ вания песчаной пробки и эрозии оборудования. Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показывает, что при обводнении скважин даже достаточно устойчивые коллекторы начинают «плыть» [56]. Следовательно, обводнение скважин приво­

1 Если начальное пластовое давление больше давления начала конденсации или равно ему.

42

дит к необходимости снижения допустимых депрессий на пласт для предотвращения разрушения призабойной зоны скважин.

При формировании месторождений природных газов газ оттеснял воду за пределы ловушки. При этом газ неполностью вытеснял воду из норового пространства, и формировалась остаточная водонасыщенность. Теоретические и экспериментальные исследования показы­

Отмеченные ранее факторы приводят к увеличению коэффициентов фильтрационных сопротивлений 1 и 5 в уравнении (1), к ухудшению продуктивной характеристики скважин. Осушка же призабойной

искусственно осушать призабойную зону пласта для увеличения продуктивности газовых скважин.

Разработка месторождений природных газов сопровождается падением во времени пластового и забойного давлений. Это приводит к деформации пласта. Лабораторные и промысловые исследования указывают на изменение (уменьшение) коэффициентов пористости и проницаемости пласта со снижением пластового давления. При этом наиболее существенно (до 50% и более) изменяется коэффициент проницаемости. Естественно, что в наибольшей степени указанные параметры изменяются в призабойной зоне пласта.

Изменение пластового, а следовательно, забойного давления приводит к проявлению влияния реальных свойств газа, например, на дебит скважины. Так, некоторые оценочные расчеты, приведен­ ные в работе [38], показывают, что при неучете отклонения реаль­ ных газов от закона Бойля—Мариотта и изменения их вязкости вследствие изменения давления ошибки прогнозирования дебитов колеблются в пределах 10—16% для метана и 23—28% для природ­ ного» газа некоторого состава [38], причем вычисленные значения дебитов оказываются завышенными.

При проходке скважин вода из промывочного раствора прони­ кает в призабойную зону пласта, продуктивные отложения глини­ зируются. Аналогичные осложнения наблюдаются при глушении эксплуатационных скважин перед проведением, например, капи­ тального ремонта, работ по интенсификации и т. д. Хотя в дальней­ шем призабойная зона и очищается от шлама, глинистой корки

иосушается, но какое-то время все это влияет на особенности при­ тока газа к скважине, на ее производительность. При разрушении

ивыносе глинистой корки продуктивность скважин существенно возрастает. Разная степень глинизации продуктивных пропластков определяет разновременность приобщения их к эксплуатации, не­ равномерность дренирования продуктивных отложений по мощности. Всех этих условий нельзя не учитывать при исследовании скважин, при проектировании, анализе и определении перспектив разработки месторождений природных газов.

43

К особенностям притока газа к скважине относятся также зна­ чительные потери давления в призабойной зоне пласта. Для примера приведем табл. 2, где показаны потери давления в процентах на раз­

Из таблицы следует, что наибольшее падение давления наблю­ дается непосредственно около скважины. Так, прн расстоянии между скважинами 1500 м н е = 0,9 на преодоление фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м расхо­ дуется 52,9% общих потерь давления, причем 18,8% этих потерь приходятся на призабойную зону радиусом 0,4 м.

С увеличением депрессии на пласт (характеризуемой величиной е) потери давления вблизи скважины возрастают. Так, при тех же рас­ стояниях между скважинами (1500 м), но при е = 0 (что означает рс = 0) на призабойную зону пласта радиусом 10 м приходится 71,9% общих потерь давления против 52,9% при е = 0,9.

Изменение расстояния между скважинами при неизменной де­ прессии не оказывает большого влияния на распределение потерь давления в пласте. Например, при увеличении расстояния между скважинами с 500 до 1500 м, т. е. в 3 раза, доля потерь давления

44