книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Из рассмотрения графиков видно, что газонефтяной фактор Гп увеличивается сначала плавно, затем резко и далее он умень­ шается. Такое изменение газового фактора свидетельствует о постоянстве объема порового пространства, занятого нефтью, об отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что за­ лежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости.

Постоянство или плавное увеличение газового фактора Г говорит о продвижении воды в нефтяную залежь, об уменьшении объема порового пространства, насыщенного нефтью.

§ 44. Процессы, происходящие в нефтяной залежи во время хранения газа

В процессе подземного хранения газа в частично выработан­ ной нефтяной залежи газ будет не только вытеснять нефть к за­ боям эксплуатационных скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пла­ ста на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и ис­ парения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геоло­ гические параметры пласта-коллектора, физические свойства неф­ ти и газа, технологические параметры работы подземного храни­ лища газа.

Основными из них являются: коэффициенты пористости, про­ ницаемости, величина и состояние удельной поверхности, объем остаточной воды; неоднородность пласта по площади и разрезу; давление и температура; сила тяжести; плотность остаточной нефти; соотношение вязкостей газа и нефти; отношение объема газа, прошедшего через пласт, к объему порового пространства пласта и др.

Авторы работы [33] провели тщательные экспериментальные исследования на модели. Они исследовали влияние плотности неф­ ти, давления, температуры, отношения коэффициентов динамиче­ ской вязкости газа и нефти на процессы вытеснения и испарения газа. В качестве хранящегося (сухого) газа использовался метан с небольшим количеством этана, пропана и более тяжелых компо­ нентов (меньше 1% объемн.).

Из проведенных опытов можно сделать следующие выводы. Чем выше давление и температура, чем меньше относительная плотность нефти, тем больше объем испарившейся (растворив­ шейся) нефти в массе закачанного газа при прочих одинаковых условиях. Чем больше отношение вязкостей газа и нефти, давление и температура, чем меньше плотность нефти, тем больше объем вытесненной нефти при прочих одинаковых условиях.

В экспериментах максимальный объем вытесненной нефти со­ ставлял 76,5%, испарившейся— 18,9% от начального объема то­ варной нефти в образце, максимальный объем добытой нефти со­ ставлял 93,8% от того же объема.

Увеличение угла наклона модели пласта с 15 до 30° к гори­

150

зонтали приводит к существенному увеличению объема вытеснен­ ной нефти при движении газа сверху вниз. Этот факт свидетель­ ствует о том, что нагнетательные скважины целесообразно раз­ мещать в приподнятой, сводовой части структуры, эксплуатацион­ ные — в пониженных частях.

§ 45. Определение максимальной емкости подземного хранилища

Рассмотрим схему частично выработанного нефтяного место­ рождения, изображенную на рис. 35. Общий объем газа в храни­ лище складывается из трех частей: объема свободного газа в га­ зовой шапке; объема газа, рас­ творенного в остаточной нефти:

окклюдированного (рассеянного в форме отдельных пузырьков в

где F — площадь нефтенасыщенного коллектора в м2; h — средне­ взвешенная по площади F нефтенасыщенная мощность в м; /п0 — коэффициент абсолютной пористости в долях единицы; S„ — объем

•связанной воды в долях единицы; р„ — плотность нефти при стан­ дартных условиях (р = 760 мм рт. ст. и ^=20°С).

При начальном пластовом давлении р„ и пластовой темпера­

151

Плотность нефти, насыщенной газом (в кг/м3)

(208)

По графикам работы [17] можно найти поправку Арр на сжи­ маемость при пластовом давлении и поправку Др« на увеличение объема при пластовой температуре.

Реальная плотность нефти, насыщенной газом, в пластовых условиях

в освободившийся объем порового пространства залежи будет закачано

Общий объем газа (в м3), который можно закачать в частично выработанное нефтяное месторождение при постоянном объеме порового пространства

Пример 21. Определить общий объем газа, который можно закачать в ча­ стично выработанное нефтяное месторождение при следующих исходных данных:

152

Глава VI

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ЛОВУШКАХ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

§ 47. Методы определения герметичности кровли ловушки, выбранной для создания подземного хранилища

При сооружении подземных хранилищ газа в водонасыщенных пластах, в ловушках которых нет ни газовых, ни нефтяных место­ рождений, неизвестны, герметична ли, т. е. непроницаема ли, для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, геолого-физические параметры пластаколлектора. Существует опасность как потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, нару­ шения горных пород и другие возможные пути миграции газа, так и больших денежных затрат при неблагоприятных геолого­ физических параметрах пласта-коллекгора (небольшие коэффи­ циенты проницаемости и пористости, рыхлость или трещиноватость коллектора, ограниченный объем воды в поровом пространстве коллектора и др.).

Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необ­ ходимо:

доказательство герметичности кровли ловушки; расчет коэффициента проницаемости водонасыщенного коллек­

тора; определение остаточной водонасыщенности при вытеснении воды

газом; измерение или вычисление объемной газонасыщенности обвод­

ненной зоны при отборе газа; определение продуктивных характеристик эксплуатационных

скважин; изучение прочности свойств газопасыщениого коллектора и

разработка мероприятий по укреплению призабойных зон скважин.

О п р е д е л е н и е г е р м е т и ч н о с т и к р о в л и

л о в у ш к и

До начала закачки газа в ловушку с помощью пьезографов измеряют положение статических уровней жидкости в скважинах (или напоров, если скважины переливают), вскрывших выбран-

154

иый объект для закачки газа, и среднюю плотность жидкости в скважинах. Если разница в приведенных к одной и той же плоскости отсчета напоров (давлений) жидкости существенно пре­ вышает погрешности в замерах уровней и плотностей, можно по­ лагать, что пласты между собой не сообщаются. Этот вывод под­ тверждается также тем, что состав солей, их весовое содержание

дать закачка газообразного агента в пласт (воздуха, природного газа из близлежащей залежи или газопровода). Для закачки воздуха в пласт используют передвижные компрессорные агре­ гаты.

Преимущества этого метода весьма существенны: 1) опреде­ ляется герметичность кровли для газа; 2) величина депрессии и репрессии может быть существенно больше, чем при откачках и закачках жидкости; 3) вследствие большого различия в вязко­ стях и плотностях газа и воды закачиваемый газ будет насыщать небольшую мощность пласта и распространяться на значительное расстояние по площади, при этом можно уменьшить число наблю­ дательных скважин, вскрывших пласт I, для определения герме­ тичности покрышки, а также сократится время для проведения исследований.

155

При закачке и отборе воздуха в скв. 1, 3 и 5 (последова­ тельно) фиксируют изменение давления (уровня) в скв. 2, 4, 6, 7. Если скв. 2, 4, 6, 7 не реагирует на изменение давления в пла­ сте II, покрышка ловушки считается герметичной.

§ 48. Определение объемной газонасыщенности обводненной зоны при отборе газа

При отборе газа из подземного хранилища давление в нем уменьшается, что приводит к продвижению воды в газонасыщен­ ную часть коллектора. Продвигающаяся вода неполностью вытес­ няет газ из порового пространства. В обводненной зоне остает­ ся невытесненным некоторый объем газа. Отношение объема порового пространства, занимаемого газом в обводненной зоне, к общему объему порового пространства обводненной зоны пласта, занимаемому газом и водой, называется коэффициентом объемной газонасыщенности обводненной зоны. Его можно измерить с по­ мощью геофизических методов, вычислить аналитически по данным об отборе газа и продвижении подошвенной воды в залежь.

Положение границы раздела газ'— вода устанавливается с помощью геофизических методов и по обводнению скважин, рас­ положенных на различных гипсометрических отметках.

Кроме того, коэффициент объемной газонасыщенности обвод­ ненной зоны подземных хранилищ при продвижении подошвенной воды в залежь можно определить по изменению средневзвешен­ ного по объему порового пространства пласта давления в зави­ симости от объема отобранного газа. В этом случае расчеты проводят в следующем порядке:

фициент объемной газонасыщенности обводненной зоны в долях от эффективной пористости; pD/zB— средневзвешенное приведенное давление в обводненной части залежи в кгс/см2; pBfzB— средне­ взвешенное приведенное давление в необводненной части залежи

Объем добытого газа из обводненной части залежи за счет вторжения воды

156

( 220)

где pajza— начальное приведенное давление в залежи в кгс/см2. Объем оставшегося газа в обводненной зоне

Объем чисто газонасыщенной части залежи

Газ, остающийся в обводненной зоне, является составной частью буферного газа. Величина коэффициента объемной газонасыщен­ ности обводненной зоны и масса газа в этом объеме существенно зависят от геолого-физических параметров пласта, темпов отбора газа из хранилища, физических свойств воды и газа, литологии газонасыщенного коллектора (т. е. типа горных пород, слагаю­ щих коллектор: пески, песчаники, известняки, доломиты и др.) [28, 31].

Пример 22. Определить коэффициент остаточной объемной газонасыщенности

157

§ 49. Закачка газа в купольную часть (ловушку) водонапорной системы в условиях упругого режима

П е р в а я ф а з а н е у с т а н о в и в ш е й с я ф и л ь т р а ц и и

Гидродинамическая схема для расчета приведена на рис. 37. Изменение давления в хранилище при закачке газа в пласт с

постоянным темпом можно определить по формуле [26]

158

Т а б л и ц а 30

и рисунка видно, что начало создания хранилища характери­ зуется высоким темпом роста давления в области газоносности; при дальнейшей закачке газа темп роста давления уменьшается.

В т о р а я ф а з а н е у с т а н о в и в ш е й с я ф и л ь т р а ц и и ж и д к о с т и при з а д а н н о м во в р е м е н и р а с х о д е з а к а ч и в а е м о г о г а з а q v = q T( t )

Пластовая водонапорная система рассматривается как замкну­ тый подземный резервуар [26].

159