4 Режим разроботки месторождений природных газов.

По В.Н. Щелкачеву. Под режимом разработки нефтегазоводоносного пласта понимается проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.

Сущ два режима: газовый и водонапорный(упруговодонапорный).

- при газ режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа в пласте(потенциальной энергией давления). При этом режиме газонасыщенный поровый объем не изменяется(контурные или подошвенные воды в залежи не поступают или их нет вообще). При разработке газоконденсатных залежей поровый объем уменьшается и сл выпадения конденсата в пласте. При разработке газогидратных залежей объем залежи увеличивается.

- при водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, это приводит к умен газоносного объема, в этом случае приток газа обусловлен как энергией давления сжатого газа так и напором внедряющейся пластовой воды. Продвижение воды в залежь приводит к замедлению темпов падения давления.

Напор это давление жидкости в метрах.Часто при водонапорном режиме давление сначала падает как при газовом режиме,только потом темп падения снижается,сказывается инерция.Важным понятием являются газоносный объем порового пространства(ГОПП) по этому параметру взвешивается пластовое давление(α ) ,

газонасыщенность на поровый объем(α Ω ), средневзвешенное пл давление.

Физический смысл средневзвешенного пластового давления - это давление,которое устанавливается в залежи после достаточно длительного простаивания всех эксплуатационных скважин при этом предпологается,что за время простаивания не изменяется гранца контакта газ-вода.Потому,что газ стремится занять весь объем представоенный ему возникает понятие средневзвешенного давления.

В двух случаях можно заменить на когда:

1) давление одинаковы;

2) объемы одинаковы;

5 УМБ для газовой залежи это основа метода опр. запасов по данным об изменении количества добываемого газа и средневзвешенного по газонасыщенному объему пластового давления.УМБ в той или иной форме записи используется при определении показателей разработки месторождений газового или водонапорного режима.

1) при оценке запасов газа в залежи по падению Рпл;

2) при определении режима разработки залежи;

3) для расчета «средней» скважины.

УМБ при газовом режиме разработки

Согласно принципу мат баланса начальная масса газа в пласте равна сумме отобранных к моменту t массы газа Мдоб и оставшейся на момент Мост,ур примет вид

Мн=Мдоб+Мост Мост=Мн-Мдоб

Т.к объем и плотность газа зависят от Р и Т, то мат баланс будем писать по массе…

При всех преобразованиях получим

- кол-во добытого газа к моменту времени t,приведенное к Рат или Рст и к пластовой температуре

6 Умб для водонапорного режима

Будем считать, что в газовой части пласта α не изменяется и равен α(н) (начальному),т.е

α(н)= α(тек)= α

При водонапорном режиме формулировка матбаланса следующая: Начальная масса газа в пласте равна сумме добытой массы газа и массы оставшейся в газонасыщенной и обводненной зоне пласта.

Мн=Мдоб(t)+Мост(t)+Мг.в обв части(t)

При всех преобразованиях получим:Суммарное кол-во воды поступившее в газовую залежь обозначим

Получим умб для газового режима:

7 Установление режима залежи. (нарисовать график)

Примеры зависимостей P/z как функция Qдоб(t) для газовой залежи:

1-жесткий водонапорный режим;

2,2а,4,5-разновидности водонапорного режима;

4-газовый режим.

На практике режим мест-я п.г. определяется следующим образом:

промысловые данные изменения Р(t) и о добытом кол-ве газа Qдоб(t) обрабатывают в координатах P/z=∱(Qдоб(t)). Если в указанных координатах фактические данные ложатся на прямую, то указывает на проявлении газового режима. Если с какого то момента времени темп падения давления замедляется, то это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь. Прямолинейность зависимости P/z(t) в рассматриваемых координатах необходимое, но не достаточное условие проявления газового режима. Если с какого то момента времени темп падения давления замедляется, то это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь. Прямолинейность зависимости P/z(t) как функцию ∱(Qдоб(t)) в рассматриваемых координатах необходимое, но не достаточное условие проявления газового режима. Опыт разработки показывает, что эта зависимость может быть линейной и при водонапорном режиме. Достоверное установление режима залежи только по этой зависимости бывает затруднительный. Потому что необходимо пользоваться дополнительной информацией о режиме мест-я, источником такой информации могут быть:

1) Данные об изменении давлений (уровней) в пьезометрических скв-х, пробуренных на водоносных пласт, показывающих реакцию водоносного бассейна на процесс разработки газовой, падений давлений или уровней в пьезометрических скв-х свидетельствует о поступлении воды в залежь;

2) Данные геофизических исследований скважин, по которым можно проследить границы газ-вода в любой момент времени;

3) Естественно, что признак водонапорного режима – это обводнение газовых скважин;

4) Обводнение одной или нескольких скважин не всегда свидетельствует об активном внедрении воды в залежь поскольку она может проити по наиболее проницаемым и дренированным пропласткам при том, что др. запасы газа не охвачены процессом вытеснения;

5) Гидрохимический – позволяет заметить, что обводнению скважин предшествует резкое увеличение содержания ионов хлора(калия и др) в добываемой с газом воды.

На месторождениях Краснодарского края и др регионов происходило вымывание продвигавшейся в залежь водой выпавшего в пласт конденсата. Поэтому обводнению ряда скв-н предшествовал удельный рост добычи конденсата. На некоторых подз. хранилищах газа применяется гравометрический метод контроля за региональными местами контакта вода-газ. Данный метод применительно к газовым месторождениям заслуживает особого внимания, т.к. позволяет выявить не локальные, а региональные водопроявления (движение границу газ-вода).

6) Рост температуры на забое пьезометрических скважин. Обусловлен приносом теплоты внедряющимися с большей глубины пластовыми водами

Практически только совместное, комплексное использование полученных данных можно судить о режиме месторождения.

8 Темпы падения Рпл завися от многих факторов, особенно при водонапорном режиме. При прочих равных условиях интенсивность продвижения контурной или подошвенной воды (степень восстановления пл. давления) зависит от темпа разработки месторождения.

1) Если падение пл давления происходит при темпе отбора газа Q2 по кривой 2,а при темпе отбора Q3 по кривой 3 – Q2<Q3

При водонапорном режиме давление в газовой залежи может измениться практически постоянным во времени и равным во времени и равным начальному Рпл, в случае малого или бесконечно малого, таким образом при водонапорном режиме лежит в интервале от прямой 1 до прямой 4. Линия 1 соответствует водонапорному режиму (темп отбора газа бесконечно мал) так же при водонапорном режиме зависимость может характеризоваться по прямой 4 при больших темпах отбора газа.

2) Конечные участки кривых падения пластового давления при водонапорном режиме различны и могут пересекать даже линию 4. При малых темпах отбора газа или при снижении темпа разработки залежи, конечный обводняемый поровый объем газ залежи возрастает. Это означает что в обводняемом объеме остается больше газа, чем при большем Рпл. Высокие темпы разработки иногда способствуют к преждевременному обводнению залежи и скв-н по наиболее проницаемым и(или) наиболее дренированным участкам и пластам, оставление целиков газа и т.д. в результате например темп падения Р при отборах газа Q3 может происходить как по кривой 3, так и по кривой 5.

3) Если водоносный бассейн не имеет области питание (замкнутый бассейн), то давление в залежи происходит по кривой 2а, если водонапорный бассейн имеет области питания, то при прочих равных условиях Рпл изменяется по кривой 2.

4) Проницаемость. Чем больше проницаемость в области газоносности и водоносности, тем при прочих равных условиях выше темпы продвижения воды в газовую залежь. Если при k2 приведенное давление при водонапорном режиме по кривой 2, а k3 по кривой 3 –k2>k3

5) По мимо коллекторских свойств на продвижение воды существенно влияет тектоническое строение залежи. Тектонические строения могут играть роль фильтрац. экранов препятствующих или ограничивающих поступление воды в газовую залежь. В других случаях они могут являться путями поступления воды в залежь.

6) Интерференция месторождения, приуроченных к единой водонапорной системе ускоряет падение Рпл залежи вследствие уменьшения поступления воды в залежь.

7) Фактическая зависимость P/z=∱(Qдоб(t)) может располагаться и ниже зависимости линии 4 для газового режима. Первая причина такого отклонения не контролируемые перетоки или утечки газа выше или ниже в процессе разработки.

Пусть линия 1 характеризует зависимость P/z=∱(Qдоб(t)) для газового режима при отсутствии утечек (неконтролируемых утерь газа), тогда при среднем приведенном давлении зафиксированные на промысле кол-во газа добытое будет меньше суммарного отобранного газа с учетом неконтролируемых утечек Qдоб истинное, т.е. получаем т.а вместо т.в – при наличии утечек газа график зависимости будет по линии 2 до опр. величины располагается ниже линии 1, также это может быть при прекращении перетоков либо пр перетоке с др. залежей.

8) Кривая зависимости может идти выше линии газ. режима при наличии неконтролируемого притока.

9) Другая возможная причина заключается в неравномерности дренирования продуктивных отложений по толщине. Пусть из всего разреза дренируется часть пропластков тогда останавливая скважину для замера будем фиксировать заниженное давление характеризующее лишь дренированные пропластки – при добытом Qдоб(t) фиксируем не P/z ист, а именно то P/z, т.е. получаем не точку б,а т.а. Зависимость P/z=∱(Qдоб(t)) (линия 2) пересекается зависимостью 1 в результате приобщения к разработке к ранее не дренированному участку и проявления водонапорному режиму.

10) В практике разработке встречались случаи когда утечки газа из рассматриваемой залежи начинаются или произошли до начала ее разработки тогда кривые получаются такими как на следующем рисунке.

11) Рассуждая аналогично предыдущему получим, что если в рассматр залежь перетекает газ из другого горизонта или залежи, то кривая зависимости даже при газовом режиме имеет вид как линия 3.

12) Фактические данные разработки газ. мест-я и результаты газогидродинамических расчетов показывают, что чем больше нач. Рпл и чем меньше нач. запасы (при прочих равных условиях) сильнее влияет проявления водонапорного режима на отклонение кривой от линии газ. режима.

13) При прочих равных условиях водонапорный режим проявляются сильнее при поступлении в залежь подошвенной воды по сравнению с контурной.

14) Упругие деформации пласта. При разработке газ.залежи с деформ. Коллектором поровой и газонасыщенный объем уменьшается. Для данного случая характерно расположении зависимости ниже прямолинейной зависимости получаемой при данных

15) Определенными зависимостями обладает для газоконденсатных залежей. В практике разработки мест-й природных газов часто наблюдается совместное влияние нескольких факторов определяющих зависимость P/z=∱(Qдоб(t)). Рассм. факторы необходимо учитывать при построении и использовании этой зависимости. Они усложняют подсчет запасов, затрудняют получение однозначного ответа о режиме залежи.