книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

Г л а в а VI

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ

II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Открытие газовых и газоконденсатных месторождний, так же как и нефтяных, связано с проведением больших поисковых работ, применением специальных геофизических методов и бурением глу­ боких скважин. При получении первой продуктивной скважины из числа разведочных, т. е. когда опробование скважины выявляет промышленные притоки газа, начинается другой этап поисковых работ — выяснение характеристики обнаруженной залежи: опре­ деление размеров по площади, мощности пласта, газонасыщенности, наличия подошвенной воды, содержания связанной воды, коллектор­ ских свойств пласта (пористость, проницаемость) и др. Это, в свою очередь, связано с бурением дополнительных разведочных скважин. Путем исследования каждой разведочной скважины, будь она про­ дуктивная или вскрывшая законтурную часть залежи, составляется примерное представление о формах залежи, ее продуктивности и др. Так как данные этих исследований должны быть основой для под­ счета запасов газа и конденсата, а также составления проекта раз­ работки, то в процессе исследования каждой разведочной скважины, в том числе расположенной за контуром газоносности, необходимо стремиться получить как можно больше сведений о характеристике пласта.

Если разведочная скважина, давшая промышленные притоки газа, будет эксплуатироваться только для получения газа без про­ ведения в ней необходимого комплекса исследований, то такая раз­ ведочная скважина теряет свою ценность. Такой подход к разведоч­ ной скважине может привести к неточному определению запасов газа. Поэтому работы, которые проводятся в разведочных скважинах как продуктивных, так и непродуктивных, должны быть подчинены решению двух основных задач: 1) точному определению запасов газа и конденсата; 2) получению максимального числа данных по пласту.

Для составления проекта разработки прежде всего необходимо знать запасы газа и конденсата залежи. Для определения запасов применяют методы: объемный и падения давления.

121:

§ 35. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Объемный метод базируется на данных о геологических границах распространения залежи, характере норового пространства и соот­ ветствующем пластовом давлении.

Формула для подсчета запасов газа объемным методом имеет следующий вид:

где V — извлекаемый (промышленный) запас газа на дату расчета

вм3; F — площадь в пределах продуктивного контура газоносности

вм2; h — мощность пористой части газоносного пласта в м ; т — коэф­

фициент пористости; р — среднее абсолютное давление в залежи на дату расчета в кгс/см2; рк — конечное среднее, остаточное абсо­ лютное давление (кгс/см2) в залежи после извлечения промышлен­

а и ак — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля—Мариотта соответственно для давлений р и рк (а = 1/г,

tPV~\ — коэффициент сжимаемости газа); / — поправка

на температуру для приведения объема газа к стандартной темпе­ ратуре:

г_ Т 4~ ^СТ

т“Ь ^пл

( tcr = 20° С; tnJl — пластовая температура; Т — абсолютная темпе­ ратура, равная —273°); (Зг — коэффициент газонасыщения с учетом содержания связанной воды; цг — коэффициент газоотдачи.

Сведения о площади и мощности продуктивного пласта берутся по геологическим данным, структурным картам и картам равных мощностей.

При построении структурной карты и карты равных мощностей используются все данные, полученные в процессе бурения и заканчивания скважин: разные виды электрического и радиоактивного каротажа, исследования кернов, опробование испытателем пласта, исследования шлама, анализ скоростей бурения и др. Для определе­ ния положения газоводяного и газонефтяного контактов необходимо иметь хотя бы по одной скважине в зоне раздела газ—вода и газ— нефть.

Если продуктивный пласт представлен чередованием глин и песков, при подсчетах запасов газа пользуются величиной эффективной мощности. Пористость и содержание связанной воды определяются обычными методами, а также методами промысловой геофизики. Если вскрываются малоизвестные продуктивные пласты, то керно­ вый материал следует анализировать особенно тщательно.

122

Пластовое давление в газовых скважинах определяется на осно­ вании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учетом веса столба газа по формуле (94).

Остаточное давление в залежи рк определяется при давлении на устье р= 1 кгс/см2 (после извлечения промышленных запасов газа) согласно формуле (94). Обычно в зависимости от глубины залегания и состава газа остаточное давление колеблется от 1,1 до 3 кгс/см2 и несколько более. Совершенно очевидно, что при водонапорном режиме учет остаточного давления рк в пласте нецелесообразен, при этом остаточное давление в формуле (93) следует принимать равным нулю (рк — 0).

Отклонение углеводородных газов от законов идеальных газов может быть определено из данных об отклонении отдельных компо­ нентов газовой смеси. Для этого следует сделать анализ газовой смеси. Исследования показывают, что отклонение тем больше, чем выше молекулярный вес газа; при повышении температуры откло­

Приведенными данными можно пользоваться и при стандартной температуре 20° С. Пересчет их на температуру 20° С не имеет смысла, так как отклонения невелики и увеличиваются при пересчете не более чем на 2%, даже при наибольшем отклонении в интервале давлений

60—180 кгс/см2.

Согласно приведенным данным отклонение абсолютного давления смеси газа на 1 кгс/см2 может быть подсчитано путем умножения величины отклонения каждой составной части газа на соответствую­ щее содержание ее в смеси и суммирования этих произведений. Следует иметь в виду, что при наличии в смеси тяжелых углеводо­ родов в зависимости от давления получаются весьма различные и крайне приближенные данные по отношению к действительной величине отклонения смеси. Отклонение азота от закона Бойля— Мариотта настолько мало, что его обычно не принимают во внимание.

Практика разработки газовых (газоконденсатных) месторожде­ ний и теоретические исследования вопросов газоотдачи показывают, что даже при газовом режиме, когда поровый объем залежи в про­ цессе разработки остается постоянным, полного извлечения запасов достигнуть невозможно. Тем более невозможно полностью добыть все запасы газа и конденсата при упруго-водонапорном или жестком

12а

водонапорном режиме (например, при поддержании давления путем закачки воды), так как при этом процесс добычи осложняется непол­ ным вытеснением газа и конденсата водой из обводненной зоны пласта.

Так, для некоторых залежей, разрабатываемых в условиях режима, близкого к газовому, коэффициент газоотдачи составляет 0,8—0,9, а для залежей с активным упруго-водонапорным режи­ мом — 0,65—0,8.

Для районов, геологическое строение которых достаточно изу­ чено, объемный метод показал хорошие результаты. Но этот метод может дать существенную ошибку из-за неправильного определения отдельных параметров, входящих в уравнение (93), особенно мощ­ ности, пористости и содержания связанной воды, а также при текто­ нически нарушенных месторождениях. При чередовании продуктив­ ных пропластков с непродуктивными в формулу для подсчета запасов объемным методом входит эффективная мощность, точно определить которую часто бывает сложно. Более тщательно сле­ дует определять пористость и содержание связанной воды.

Основной недостаток этого метода заключается в необходимости бурения значительного числа скважин с массовым отбором образцов из продуктивных горизонтов и проведения большого объема про­ мыслово-геофизических исследований для определения эффективных мощности и пористости коллектора.

Выбор основного метода разведки и, в частности, возможность применения метода пробной эксплуатации или необходимость деталь­ ного разбуривания с подсчетом запасов объемным методом зависят от многих факторов — геологического строения, степени предвари­ тельного изучения, географического положения, относительной вели­ чины запасов, потребности в газе, сроков строительства газопроводов наличия соседних месторождений т. д. Все эти факторы должны быть соответствующим образом оценены и сопоставлены.

Крупные газовые месторождения, особенно в новых районах, где нет близко расположенных потребителей газа, необходимо детально разведать и точно подсчитать запасы газа объемным мето­ дом еще до ввода в нормальную эксплуатацию.

Если затраты, связанные с использованием газа вновь открытого газового месторождения, невелики и явно могут быть покрыты эксплуатацией существующих первых разведочных скважин, то нет никаких оснований требовать окончания разведки и подсчета запасов до начала эксплуатации. Наоборот, скорейший ввод в экс­ плуатацию позволит выяснить эксплуатационную характеристику месторождения, уточнить запасы и тем самым обосновать проект раз­ работки.

В некотрых случаях, когда по имеющимся геологическим данным видно, что вновь открытое месторождение невелико и нет необхо­ димости точного подсчета запасов, можно после получения газа в первых двух-трех скважинах прекратить дальнейшее разведочное бурение и просто начинать эксплуатацию.

124

Если перспективы месторождения относительно велики, то наряду с началом его эксплуатации следует продолжать разведочное бу­ рение.

§36. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА МЕТОДОМ ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

Подсчет запасов газа по методу падения давления применяют

для водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при неэффективном водонапорном режиме (при небольшом поступле­ нии воды в пласт) подсчет запасов газа по этому методу все же воз­ можен.

Формула подсчета запасов по методу падения давления основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на 1 кгс/см2 падения давления во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Qx объемов газа и давление в залежи составляло р г, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объемов газа и давление в залежи оказалось равным р г, то за период разработки от первой до второй даты на 1 кгс/см2 падения давления добыча газа составила в м3:

q _ <?i — Q2

V P i — Р-г

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины рк будет добываться то же количество (в м3) газа на 1 кгс/см2 снижения давления, получим следующую формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от закона идеальных газов и а 2 (соот­ ветственно для давлений р г и р 2):

где V — промышленный запас газа в м3.

Метод подсчета по падению давления не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта (при вычислении средне­ взвешенного пластового давления) приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление в скважинах значительно разнится. Совершенно очевидно, что рассмотренный метод пригоден лишь для единой залежи газа, не разбитой на отдельные самостоя­ тельные участки.

125

Для проверки возможности применения метода подсчета по паде­ нию давления рассчитывают количества полученного из залежи газа на 1 кгс/см2 падения давления (с учетом поправок на отклоне­ ние) в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, метод падения давления может быть применен; если же в более поздние периоды разработки количество добытого газа при снижении давления на 1 кгс/см2 увеличивается, это указывает на наличие напора вод и вытеснение части газа вследствие этого напора. В последнем случае в формулу (95) следует ввести поправку на количество газа, вытесненного за данный интервал времени напо­ рол! воды.

Количество газа, вытесненного под напором воды Q' при паде­ нии давления от р г до р 2, нужно определять путем тщательного наблюдения за давлениел! и временем, в течение которого давление было постоянным. За это время и следует определять количество газа, вытесненного под напором воды Q'.

При этом формула (95) примет следующий вид (для водонапор­ ного режима остаточное давление можно не учитывать):

у_(<?2 — Qi— Q') Р2&2

~~ Р1<*1— Р2«2

Если количество газа, вытесненного под напором воды, опре­ делить не удается, то для подсчета запасов нужно применить объем­ ный метод. Метод расчета по падению давления требует системати­ ческого определения давлений на устье скважин (при их закрытии хотя бы на короткий срок) и лабораторных исследований с целью установления отклонений углеводородного газа от закона Бойля— Мариотта.

Подсчет запасов газа методом падения давления допускается по залежам, где нет запасов нефти промышленного значения, или при одновременой эксплуатации газа и нефти, а также по пластам (горизонтам), в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод.

При проведении пробной эксплуатации скважин в целях подсчета запасов газа методом падения давления необходимо проводить особо тщательные наблюдения за поведением рабочего и статического давлений газа на работающих скважинах, статического давления на наблюдательных скважинах и статических уровней воды в пьезо­ метрических скважинах.

§ 37. СОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Прежде чем приступить к разработке газовых и газоконденсат­ ных месторождений, необходимо составить специальный проект, в котором будут решены основные вопросы, определяющие рацио­ нальную систему разработки.

126

Проектирование разработки газовых и газоконденсатных место­ рождений можно подразделить на следующие основные этапы.

1. Получение исходных данных для проектирования. Исходные данные получают путем геологической разведки месторождения, гидродинамических, термодинамических и специальных исследо­ ваний скважины и опытно-промышленной эксплуатации.

Геологическое строение месторождения и отдельных его гори­ зонтов необходимо знать, чтобы выбрать систему разработки и построить расчетную схему для гидродинамических расчетов раз­ личных вариантов разработки.

Чтобы получить качественную оценку распределения продук­ тивных характеристик пластов по площади и мощности, сначала следует определить проницаемость, пористость и эффективную мощность, которые необходимы, как и исходные данные, при гидро­ динамических расчетах.

2. Составление различных вариантов систем разработки место­ рождения с учетом темпов разработки месторождения (величины и характера изменения во времени годовых отборов газа и конден­ сата), выбора эксплуатационных объектов и отборов по ним, режи­ мов работы скважин, очередности разработки горизонтов; разме­ щение скважин на месторождении и очередности ввода их в эксплуа­ тацию; применение рациональной конструкции скважин; рекомен­ дации по системам автоматизации и телемеханизации скважин

ипромысловых сооружений и др.

3.Получение при помощи гидродинамических, термодинами­

ческих и экономических расчетов основных технико-экономических показателей различных вариантов разработки.

Выбор рационального варианта системы разработки, отвечаю­ щего основной задаче проектирования.

4. Рекомендации по контролю и наблюдению за разработкой месторождения.

Режим работы месторождения

Режим работы месторождения необходимо знать для прогноза динамики изменения давления и правильной расстановки скважин.

Под режимом понимается динамическое состояние газовой или газоконденсатной залежи, т. е. изменение пластового давления

игазонасыщенности порового объема в процессе разработки. Краевые воды при проявлении упруго-водонапорного режима,

продвигаясь в газовую залежь, могут возмещать отбор газа пол­ ностью или частично. В первом случае, который в естественных условиях встречается весьма редко, давление в залежи не будет снижаться, во втором — будет. Интенсивность вторжения краевых вод в залежь определяется разностью давлений на контурах залежи и дренирования гидродинамического бассейна, окружающего залежь. Поэтому в начальный период разработки залежи, когда снижение давления невелико, скорость продвижения воды мала, но она будет возрастать по мере отбора газа и снижения давления в залежи.

127

Обычно характер режима определяют из: 1) общей гидрогео­ логической характеристики месторождения; 2) данных продвижения воды в газовую залежь; 3) наблюдений за измененением давления по наблюдательным скважинам и за динамикой падения давления в залежи.

Темпы отбора газа из пласта

При определении темпов отбора нефти из залежи обычно исходят из того, что годовой отбор нефти из пласта может колебаться в зави­ симости от размеров залежи от 3 до 6% , а иногда и несколько больше извлекаемых запасов нефти, т. е. тех запасов, которые могут быть получены из недр существующими методами. В отличие от нефти темп отбора газа обычно бывает выше. Однако при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей существуют определенные оптимальные отборы, которые обусловливаются физико-геологи­ ческой характеристикой коллектора и насыщающих его жидкостей и газа. Разумеется, при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, как и нефтяных, могут преждевременно прорваться воды, разрушиться призабойная зона при слабосцементированных кол­ лекторах и т. д. При определении темпов отбора газа из залежи следует учитывать и другие ограничивающие факторы: а) более экономичное использование наземных сооружений; б) соседство других газовых месторождений; в) наличие потребителей.

Выделение эксплуатационных объектов

В зависимости от ряда характеристик месторождения можно разрабатывать: 1) каждый пласт в отдельности; 2) несколько пластов, объединенных единым фильтром; 3) все продуктивные объекты, объединенные единым фильтром.

Эксплуатировать несколько пластов в одной скважине можно, если: 1) состав газа одинаков; 2) коллекторские свойства примерно одинаковы; 3) отсутствует преждевременное появление воды по более проницаемым прослоям, объединенным: в общий фильтр.

В процессе совместной эксплуатации несколько пластов единым фильтром может произойти переток газа из одних продуктивных объектов в другие. Этот переток будет максимальным при остановке скважины. Вследствие этого во время эксплуатации скважин будет уменьшаться их производительность, а при появлении воды по высокопроницаемым прослоям и пластам работа остальных продук­ тивных объектов может нарушиться.

Правильный выбор и выделение эксплуатационных объектов имеют решающее значение при проектировании рациональной системы разработки многопластового газового и газоконденсатного место­ рождений.

Для многопластовых месторождений, разрабатывающихся при упруго-водонапорном режиме, необходимо решить вопрос возмож­ ности и необходимости пообъектной эксплуатации, которая в основ­

128

ном определяет технико-экономическую эффективность разработки и полноту извлечения газа и конденсата из недр.

Важность этой проблемы состоит в том, что если для однопласто­ вого месторождения равномерное стягивание контура газоносности при продвижении воды получается путем соответствующего раз­ мещения скважины и регулирования их дебитов, то для многопласто­ вого этого недостаточно.

Каждый разнородный пласт, как правило, должен вскрываться отдельной сеткой скважин при соответствующем их размещении по площади. В этом случае можно получить наибольшую возможную величину конечной газо- и конденсатоотдачи. С другой стороны, при выборе числа эксплуатационных объектов необходимо прово­ дить технико-экономическую оценку системы разработки с различ­ ным числом объектов и по результатам такой оценки выбирать наи­ более рациональный вариант.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодар­ ского края показал, что эксплуатация многопластовых месторожде­ ний с активным упруго-водонапорным режимом единой сеткой сква­ жин со вскрытием перфораций всего продуктивного комплекса приводит к неравномерному дренированию отдельных пластов и в связи с этим к избирательному обводнению наиболее проницаемых из них. Это, в свою очередь, ведет к уменьшению газо-и конденсато­ отдачи. В таких условиях была рекомендована комбинированная система вскрытия, при которой часть скважин (в основном в централь­ ной части залежи) эксплуатирует совместно все объекты, другая — несколько объектов или каждый в отдельности.

Вскрытие пласта и оборудование забоя скважины

От способа вскрытия пласта зависит продолжительность освое­ ния и эксплуатация скважин. Из практики известно, что в резуль­ тате неправильного вскрытия пласта на освоение скважин затра­ чивается очень много времени, иногда значительно больше, чем на весь процесс бурения; необратимо снижается проницаемость при­ забойной зоны и скважины эксплуатируются с заниженными деби­ тами; весь период работы скважины протекает при больших депрес­ сиях, чем это могло быть при первоначальной естественной прони­ цаемости призабойной зоны.

Способы вскрытия пласта в каждом отдельном случае должны быть выбраны в соответствии с геолого-эксплуатационной характе­ ристикой залежи.

Конструкция забоя скважины

Конструкция забоя скважины должна обеспечить приток газа при возможно меньшем сопротивлении. Сопротивление перфорацион­ ных отверстий может быть уменьшено путем улучшения качества перфорации и увеличения количества перфорационных отверстий.