31. Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".

Многие ГМ и ГКМ являются многопластовыми. В нек-х случаях продуктивный горизонт целесообразно подразделять на отдельные объекты эксплуатации, объекты разр-и, особенно если они разобщены друг от друга достаточно выдержанными по площади пропластками (глинистыми).

Особенности многопластовых мест-й.

Для теории и практики разр-и многопластовых ГМ важно установить проницаемость, слабую проницаемость или непроницаемость разделяющих перемычек. В нек-х случаях по данным разведочных скв-н можно ответить на этот вопрос, если одновременно выполняются следующие условия:

1) распределение начальных Р_пл по горизонтам подчиняется барометрической формуле;

2) контакты г—вода находятся на одной отметке;

3) составы г во всех горизонтах одинаковы, то с достоверностью можно утверждать о наличии газодинамической связи.

При невыполнении указанных условий, а также при распределении начального Р в горизонтах по формуле гидростатики можно с уверенностью говорить об изолированности между собой продуктивных горизонтов. При указанной идентификации следует иметь в виду возможность отсутствия газодинамической связи между пластами и наличия гидродинамической связи в области водоносности. Тогда одно из перечисленных условий может выполняться. При разр-е многопластовых мест-й могут реализовываться:

1) совместная

2) раздельная

3) комбинированная

4) совместно-раздельная сетки скв-н.

В первом случае каждая скв-на одновременно дренирует два пласта и более. Во втором случае на каждую залежь или пачку бурится своя система скв-н. Для разобщения потока используется пакер. Продукция нижнего пласта поступает на поверхность по НКТ, верхнего - по затрубному пространству. Раздельная сетка скв-н применяется в следующих случаях.

Каждый из пластов характеризуется высокой продуктивностью. Один из горизонтов, например, чисто г-й, а другой – г/к-й. Г одного из горизонтов содержит, а другого не содержит кислые или другие компоненты

32. Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давления. Графический и аналитический способ обработки данных разработки.

При опр-ении начальных (дренируемых) запасов г исп-т метод падения Р_пл. Извлекаемые промышленные запасы  это запасы г, к-е можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из мест-я. Извлекаемые запасы г, опр-яемые конечным коэффициентом газоотдачи. В основе метода лежит уравнение материального баланса для ГЗ.

Опр-ив средние Р_пл и соответствующие им добытые кол-ва г на различные моменты, по уравнению материального баланса с исп-нием метода наименьших квадратов можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства _н, а затем и запасы г. Для более правильного опр-я запасов г по падению среднего Р_пл промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения дефектные точки. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью опр-ять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Уравнение материального баланса при ГР:

(t)/z( )=P_н/z_н-Р_атQ_доб(t)T_пл/(_нТ_ст) (1)

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы г Q_доб, по оси ординат  /z( ) на разные моменты времени. Из уравнения (1) следует, что в этих координатах зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] представляет собой прямую линию. При Q_доб=0 из (1) вытекает, что /z( )=P_н/z_н. При (t)=0 из (1) получаем:

Q_доб(t)=_нP_нТ_ст/(z_нР_атТ_пл) (2)

Правая часть уравнения - начальные запасы г в пласте, приведенные к Р_ат и Т_ст. Следовательно прямая линия отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной начальным запасам г в пласте, приведенным к ст.у.

Если зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] имеет начальный прямолинейный участок и выполняются достаточные условия для опр-я режима залежи, то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов г в пласте.

Из предыдущих рассуждений следует, что при ВНР зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] криволинейная в отличие от прямой для ГР. Следовательно, в результате обработки промысловых данных в координатах

/z( )Q_доб(t) можно установить режим мест-я, а также оценить начальные запасы г в пласте. В начале разр-ки поступление воды в залежь может не оказывать существенного влияния на изменение среднего Р_пл, т.е. начальный участок зав-ти /z( )=f[Q_доб(t)] часто прямолинеен, и изменение Р_пл описывается уравнением, справедливым для ГР. Экстраполяция подобных прямолинейных отрезков до оси абсцисс для опр-я начальных запасов г в пласте недопустима.

Накоплен значительный опыт применения метода падения среднего Р_пл для опр-я запасов г в пласте. Анализ зав-ти /z( )=f[Q_доб(t)] и других факторов во многих случаях позволил достоверно установить режим разрабатываемых мест-й. Метод падения Р_пл следует исп-ть при отборе из пласта 510 % запасов г. Объясняется это тем, что обнаружить заметное изменение во времени среднего Р_пл можно лишь в период второй фазы неустановившейся фильтрации г, когда Р падает в каждой точке пласта.

Факторы, к-е влияют на точность подсчета запасов г методом падения Р_пл. При подсчете запасов г важна достоверность добытого кол-ва г (потери г при аварийном фонтанировании скв-н, потери г в атмосферу при иссл-ях скв-н и т.д). На достоверность опр-я добытого кол-ва г могут влиять также возможные неконтролируемые перетоки г из пласта в пласт. Большое внимание должно уделяться повышению точности опр-я средневзвешенного по объему порового пространства Р_пл на разные моменты. Различия в Р_пл в разные моменты времени не должны быть соизмеримы с погрешностью манометров, применяемых при иссл-и скв-н (интервал измер-я 0,5 или 1 год).Точность опр-я зав-т от точности построения карты изобар и карты равных значений параметра mh. Достоверность этих карт зав-т от числа скв-н и степени равномерности размещения их на площади газоносности.

При ВНР все чаще для опр-я начальных запасов г применяется метод материального баланса. Согласно этому методу на последние несколько дат строятся карты равных значений отметок ГВК. По этим картам и коэффициенту остаточной газонасыщенности оцениваются объемы поступившей в залежь воды и защемленного г на рассматриваемые даты. После этого с исп-нием уравнения материального баланса для водонапорного режима находятся запасы г на основе фактических данных разр-ки на требуемые даты. Искомая величина запасов устанавливается в результате усреднения полученных данных на разные даты.

28. Методы разработки газовых м.р. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ— комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Под рациональной системой разработки газовых месторождений и обустройства промысла понимается система, при которой обеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды.

Различают пассивные и активные способы разработки газовых месторождений. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технологических режимов работы только эксплуатационных скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Активные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Выделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетательных и эксплуатационных скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду. В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов С₅+высшие (см. Сайклинг-процесс), а в качестве неуглеводородных газов — двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше (используют газ с соседних месторождений), равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.

Поддержание пластового давления осуществляется также путём закачки в пласт воды (см. Заводнение).

Возможное преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности коллекторских свойств пласта по площади и толщине, а также неравномерное дренирование отдельных пачек и пропластков, осложняемое неравномерной закачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетательных скважинах, резко ограничивают перспективы закачки воды на газоконденсатных месторождениях. Этот метод поддержания пластового давления используют на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями, разработка которых связана с проявлением повышенной деформации продуктивного коллектора (см. Разработка газовых месторождений). Закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, при высоком сопротивлении которых проводят очистку призабойной зоны и забоя продувкой газом, кислотной обработкой, торпедированием, дополнительной перфорацией, гидроразрывом пласта.  Вытеснение из пласта выпавшего газового конденсата производят после разработки газовых месторождений на агента используют воду или различные углеводородные (этан-пропановая смесь, широкая фракция лёгких углеводородов) или неуглеводородные (двуокись углерода, мицеллярные растворы) растворители.  Методы локального воздействия позволяют предотвратить или снизить потери конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин. Это достигается прогревом призабойной зоны в первом случае до температуры, превышающей крикондентерму пластовой смеси, и во втором случае выше пластовой температуры, но ниже крикондентермы. Извлечение на поверхность выпавшего в призабойной зоне конденсата осуществляется также в результате периодической закачки в эксплуатационные скважины и отбора из них каких-либо растворителей. При выборе способа воздействия на пласт учитывают особенности изменения свойств пластовой газоконденсатной смеси и количества добываемого конденсата при изменении пластового давления, геологическое строение залежи и степень изменения коллекторских свойств продуктивного пласта, технические и экономические ограничения.  Разработки газовых месторождений можно вести в 2 стадии: циркуляция газа с полным или частичным восстановлением пластового давления и истощение продуктивного пласта. Выбор последовательности определяется экономическими факторами. При высоком пластовом давлении разработки газовых месторождений начинают в режиме истощения. Когда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации смеси, осуществляют процесс циркуляции; после прорыва сухого газа к эксплуатационным скважинам разработку завершают в режиме истощения.