Размещение скважин по структуре газоносности

Рисунок 3.8 - Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности. Батареи скважин: а — линейные; б — кольцевые; 1 — нагнетательные; 2 — добывающие; 3 — наблюдательные.

Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800—1200 м, а между добывающими – 400- 800 м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих сква­жин.

32. Какие существуют методы определения положения газоводяного контакта (ГВК)?

Газоводяной контакт не представляет собой строго горизонтальной поверхности раздела газа и воды. Как установлено многими исследователями, газоводяной контакт физически представляет собой переходную зону толщиной в несколько метров. Характер переходной зоны определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды; чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем сложнее структура переходной зоны, и наоборот.

Как правило, положение газоводяного контакта бывает строго горизонтальным лишь в однородных пластах и при практическом отсутствии фильтрационного потока пластовых вод.

В неоднородных же пластах и при наличии фильтрационного потока вод газоводяной контакт бывает наклонным, причем наклон этого контакта может достигать больших значений в направлении движения контурных вод.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливается при помощи геофизических методов исследования (электрический и радиоактивный каротаж). Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газоводяного контакта. Тогда его устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газоводяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газоводяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании  вскрыта  большая  толщина  пласта  и  получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ —вода с достаточной точностью затруднительно, наибольший эффект в этом случае дает применение акустико-гидродинамических исследований скважин.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал толщины пласта, включающий газоводяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газоводяного контакта можно предложить также следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работ по изоляции притока воды.

1. Проведение в зоне вскрытого интервала, включая газовую и водяную части пласта, поствольных измерений давлений при помощи дифференциальных манометров в работающей скважине с последующей оценкой контакта по точке перегиба кривой изменения давления по глубине, происходящего вследствие различных соотношений между газом и жидкостью.

2.  Проведение поствольного серийного отбора проб газа и воды в работающей скважине глубинными пробоотборниками в зоне вскрытого интервала. Анализ соотношения газа и воды в пробах, полученных с разных интервалов, позволит оценить положение газоводяного контакта, а именно, двигаясь сверху вниз, после прохождений контакта количество газа в пробах будет резко уменьшаться и соответствовать количеству растворенного газа в воде.

Для установления положения контакта достаточно построить зависимость изменения количества газа в пробоотборнике по глубине. Серийный отбор проб вместо единичных измерений необходим для того, чтобы исключить случайные отклонения, которые довольно часты при отборе двух фаз.

3.  Проведение термокаротажа последовательно в работающей и остановленной скважине через лубрикатор и сопоставление полученных термограмм. Аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, соответствующая понижению температуры, характеризует газоносную часть пласта, а повышение температуры соответствует водоносной части пласта.

В настоящее время газоводяной контакт по уровню жидкости в остановленной скважине не устанавливают, так как после ее возбуждения уровень жидкости в стволе обычно находится выше контакта газ —вода в пласте. Это может быть обусловлено как замедленной стабилизацией давлений вследствие низких коллекторских свойств пласта, влиянием капиллярных сил на границе газ — вода при наличии уровня воды в стволе скважины ниже кровли газоводяного пласта, так и пропусками газа в арматуре и соответствующей компенсацией за счет притока газа из пласта при наличии уровня выше кровли газоносного пласта. Аномально высокое положение контакта может объясняться плохой очисткой скважины и засорением призабойной зоны, вследствие чего затруднен уход жидкости в пласт при остановке скважины.

4.  По уровню жидкости в остановленной скважине, вскрывшей зону газоводяного контакта, последний можно оценить путем проведения перфорации под давлением в предварительно осушенной скважине с последовательным вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части. При этом уровень жидкости, соответствующий газоводяному контакту, отбивается, например, путем проведения поствольных измерений давлений глу бинными приборами по точке перегиба кривой изменения давления по глубине или другими способами. Этот способ применим для наблюдения за изменением ГВК при разработ ке.

 Для контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождений обширно используют геофизические способы. С данной целью используют особые глухие скважины, которые располагают снутри кустика эксплуатационных скважин. В процессе разработки продвижение воды в залежь начинается с высокопроницаемых прослоев. Встречаемые глинистые линзы и низкопроницаемые разности замедляют продвижение ГВК. Для точного определения поверхности газоводяного контакта проводятся комплексные исследования: электрический, радиоактивный иакустический каротаж, изучение кернов, промысловые испытания скважин.

Наблюдение за изменением положения газоводяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов. Кроме того, следует различать пластовую воду и смесь технической и связанной воды, количество которой может достигать больших значений.

33. Чем характеризуются режимы разработки газоносных пластов? Каким уравнением описывается материальный баланс в газовых залежах при газонапорном режиме?

Режимом газоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.

Применительно к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными являются два режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во времени также практически не изменя­ется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происхо­дит как за счет продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение объема порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости газа по сравнению с сжимае­мостью пористой среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового давления можно практически пренебречь.

Рисунок 3.9- Характерные зависимости Водонапорный режим: I—полное замещение отобранного газа водой; II, III — частичное замещение отобранного газа водой; IV — газовый ре­жим

При газовом режиме, т. е. когда , средневзвешенное пластовое давление будет определяться из выражения

(3.1)

Коэффициентом газоотдачиназывается отношение объема извлекаемого из пласта газа к его начальным геологическим запасам:

(3.2)

где Q_доб– добытое количество газа, Q_з — запасы газа, Q_ocт— остаточное количество газа. Коэффициент газоотдачи может быть выражен в долях единицы и в процентах. Различают конечный и текущий коэффици­енты газоотдачи. Под конечным коэффициентом газоотдачи понимается отношение количества газа, добытого к моменту достижения конечного давления в пласте, соответствующего давлению на устье скважины 0,1 МПа, к начальным запасам газа. екущий коэффициент газоотдачи представляет собой отношение объема добытого в данный момент газа к его начальным запасам в пласте.

Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи:

• режим разработки месторождения;

• средневзвешенное по объему порового пространства конечное давление в залежи;

• неоднородность фациальных свойств пласта по площади и по разрезу;

• тип месторождения (пластовое или массивное); темп отбора газа.

Для газового режима коэффициент газоотдачи

, (3.3)

где p_К — конечное давление в пласте, определенное по баромет­рической формуле при р_у = 0,1 МПа. При газовом режиме коэффициенты газоотдачи могут составлять 85—95%. При водонапорном режиме коэффициенты газоотдачи значительно ниже и находятся в пределах 50 –80%, что объясняется защемлением части газа пластовой водой

Коэффициентом конденсатоотдачи называется отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте.

(3.4)

Конечные коэффициенты конденсатоотдачи колеблются в ши­роких пределах (30—75%) и зависят от многих факторов.

В настоящее время, когда пластовый газ рассматривается как сырье для химической промышленности и источник энергии, важное значение принимает правильная оценка объемов извлечения целевых компонентов природного газа сухого газа (СН₄, С₂Н_6, следы С₃Н₈, С₄Н₁₀) и неуглеводородных компонентов. Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлекаемого из пласта целевого компонента к его начальным геологическим запасам.

МАТЕРИАЛЬНЫЙБАЛАНСГАЗОВОЙЗАЛЕЖИ (а. material balance of gas pool; н. Materialbilanz des Erdgaslagers; ф. bilan-matiere du gisement de gaz; и. balance material de yacimiento de gas) — отражаетзаконсохранениямассыприменительнокгазовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный балансгазовой залежи записывается в следующем виде:  М_н = М(t) + М_доб(t), где  М_н — начальная масса газа в пласте;  М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;  М_доб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.  Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.  М_н = М(t) + М_ост(t) + М_доб(t).  Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна.

34. Какие исходные данные необходимы для составления проекта разработки газового месторождения?

Проект разработки является основным проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения.