20. Режимы разработки месторождений природных газов.

При разработки газовых месторождений говорят о газовом режиме (режиме расширяющегося газа) и о водонапорном режиме.

Газовый режим.

Приток осуществляется за счет упругой силы сжатого газа. Запасов энергии достаточно, обычно, для довольно полной выработки залежи. Формируется при отсутствии влиянии законтурной области. В процессе разработки контурная вода практически не поступает или отсутствует совсем. Обычно характерен для залежей газа, приуроченных к линзам или пластам ограниченных размеров. Иногда в пониженных частях этих залежей имеется вода, которая практически неподвижна и не влияет на режим работы газовой залежи.

При газовом режиме объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пористого пространства связано с деформацией пород-коллекторов или выпадением конденсата в результате уменьшения пластового давления.

Пластовое давление в результате разработки падает непрерывно – режим обеспечивается высокими темпами отбора газа (по крупным залежам – до 8-10% начальных запасов).

Значительного поступления попутной воды обычно не происходит. Однако в часть скважин может попасть вода, которая поступает из водоносной части пласта по трещинам или тонким высокопроницаемым прослоям из водосодержащих линз, имеющихся в объеме самой залежи.

Коэффициент газоотдачи обычно высок и может достигать 0,90-0,97.

Режим характерен для многих крупных газовых месторождений России.

Водонапорный режим

Наблюдается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение краевых вод в залежь и, как следствие, уменьшение газоносной части порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обеспечивается упругой энергией сжатого газа, а также напора продвигающихся в залежь краевых или подошвенных вод.

При данном режиме уменьшение пластового давления, при прочих равных условиях, происходит медленнее, чем в газовом режиме. Градиент давление увеличивается при невысокой активности законтурной области, а также с увеличением темпов добычи газа и т.д.

Проявление ВНР может благоприятно сказаться на показателях разработки. В то же время из-за неоднородности пластов или неравномерного отбора газа по площади залежи газовые залежи могут обводняться преждевременно, в то время как пластовое давление еще остается высоким.

Продвижение воды по высокопроницаемым и дренируемым участкам пластов при водит к защемлению запасов газа, вызывает преждевременное обводнение скважин, усложняет условия эксплуатации и приводит к раннему отключению скважины – а равно, к дополнительному бурению.

Соответственно, коэффициент газоотдачи меньше, чем при газовом режиме и колеблется в пределах от 0,50 до 0,95 в зависимости от неоднородности пласта.

По существу смешанный режим возникает часто – в начале давление падает как при газовом, дальнейшее поступление воды при водит у замедлению падания давления, т.е. газовый режим сменяется водонапорным.

Кепкеп – не все дописано

21. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Системы размещения газовых скважин на структуре.

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика. Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений наиболее часто используются следующие системы размещения скважин:

1) равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке

Рисунок – Схема размещения скважин при равномерной сетке

Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае зависят от среднего пластового давления по залежи в целом, при условии, что пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Недостаток равномерной системы расположения скважин - увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

2) размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин. Широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с ППД путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды.

а – кольцевая батарея; б – цепочка скважин

Рисунок – Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек

На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение скважин применяют, если хотят обеспечить заданный температурный режим системы "пласт - скважина - промысловые газосборные сети", например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

3) размещение скважин в центральной (сводовой) части месторождения;

Рисунок – Схема размещения скважин в сводовой части залежи и

по неравномерной сетке.

Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

4) неравномерное размещение скважин на площади газоносности.

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

5) кустовое размещение скважин в сводовой части залежи.

На выбор схем размещения скважин влияет много факторов:

- геологический фактор (тип залежи, ее структура, коллекторские свойства);

- рельеф местности и климатические условия;

- технико-экономические условия (суммарная протяженность установок).

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений для изучения их геологического строения бурят определенное число разведочных скважин. Их число зависит от степени неоднородности продуктивных отложений по коллекторским свойствам, тектонического строения месторождения, его конфигурации и других факторов. С вводом месторождения в разработку большинство разведочных скважин переводится в эксплуатационные. Таким образом, размещение разведочных скважин может оказывать значительное влияние на систему расположения эксплуатационных скважин. Поэтому на практике наиболее распространена система неравномерного размещения скважин на площади газоносности. В общем случае схемы равномерного размещения искажаются системой разведочных скважин.

В промысловой практике при разработке газовых месторождений под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной "воронки". В этом случае пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на определенный момент времени. Такое равномерное размещение скважин обычно реализуется при достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам в условиях разработки месторождения на газовом режиме. Остальные системы размещения скважин в большинстве случаев связаны с геометрическими размерами и формой разрабатываемого месторождения, а также с неоднородностью пласта – коллектора.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к:

- лучшей геологической изученности месторождения;

- меньшей интерференции скважин при их совместной работе;

- более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным - это уменьшение:

- капитальных вложений в строительство скважин;

- сроков строительства скважин;

- общей протяженности промысловых дорог, сборных газо- и конденсатопроводов, ингибиторопроводов, водопроводов, линий связи и электропередач.

Наблюдательные скважины (примерно 10% от эксплуатационных) бурят:

- в местах наименьшей геологической изученности залежи;

- вблизи мест тектонических нарушений;

- в водоносной зоне около начального газоводяного контакта;

- в районе расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов;

- в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин.

Они позволяют получать информацию о:

- конкретных свойствах пласта;

- изменении давления, температуры и состава газа;

- перемещении ГВК;

- изменении газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта;

- направлении и скорости перемещения газа в пласте.

Предугадать наиболее эффективную систему размещения скважин заранее невозможно. Оптимальную систему разработки газового месторождения устанавливают путем проведения газогидродинамических исследований и анализа технико-экономических показателей.