книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

На основе принятой характеристики месторождения представляет интерес рассмотреть следующие расчетные варианты.

Вариант I. Все залежи разрабатываются раздельными сетками скважин. Для каждой залежи проектируется своя система обустройства.

В этом варианте для каждой залежи рассчитывается своя целевая функция. Полученные в результате расчетов целевые функции для I, II, III, IV залежей приведены на рис. 92. С использованием метода Лагранжа и полученных целе­ вых функций найдены зависимости отборов газа из отдельных залежей в функ­ ции отбора газа из месторождения (рис. 93). В § 1 показано, что данные зависи­ мости позволяют оптимальным образом распределить любой отбор газа из место­ рождения по отдельным залежам.

Вариант II. Залежи I и II разрабатываются раздельно, а III и IV эксплуа­ тируются единой сеткой скважин. Целесообразность рассмотрения данного^

Рис. 92. Целевые функции для различных вариантов разработки мдогоиластового месторождения (типа Газли):

1, 2, 4, 5 — при раздельных системах разработки и обустройства соответственно IV, III, II

иI залежей; з — при совместной разработке III и IV залежей; 6 — при раздельной разработке

исовместном наземном обустройстве I и II залежей; 7 — при совместной разработке (после

выравнивания давления) и совместном наземном обустройстве I и II залежей

Рис. 93. Зависимость темпа отбора газа Qi из отдельного эксплуатационного объекта от темпа отбора газа из месторождения в целом при раздельных систе­ мах разработки и обустройства всех залежей

1, 2 , з ,4 — соответственно для IV, III, II и I залежей

варианта вытекает из того, что IV залежь имеет небольшие запасы газа. Кроме того, пластовые давления в III и IV залежах незначительно отличаются друг от друга. Обе залежи имеют близкие газоконденсатные характеристики.

По второму варианту удается рассчитать три целевые функции. При распре­ делении отбора между эксплуатационными объектами для I и II залежей исполь­ зуются те же целевые функции, что и в первом варианте. Для III и IV залежей определяется единая целевая функция при их совместной разработке (зависи­ мость 3 на рис. 92). Здесь и далее под эксплуатационным объектом понимается залежь или группа залежей, характеризующихся одной целевой функцией»

311

Применение метода Лагранжа позволяет в данном варианте оптимальным обра­ зом распределить любой отбор газа из месторождения между I, II и III -f- IV залежами. Зависимости оптимальных отборов газа из эксплуатационных объ­ ектов от возможного отбора из месторождения для второго варианта аналогичны приведенным на рис. 93 и поэтому здесь не даются. Различие состоит в том, что по второму варианту получаем три, а по первому варианту четыре зависимости.

При разработке двух пластов одной сеткой скважин притоки газа в сква­ жины из каждого пласта взаимосвязаны (см. § 2 главы VII). Соотношение при­ токов газа в скважины в основном зависит от соотношения пластовых давлений в залежах и их коллекторских свойств. В начале разработки большая часть де­ бита получается за счет пласта с большим начальным пластовым давлением. При определенных дебитах возможен даже переток газа из пласта с большим давлением в пласт с меньшим давлением. В ходе совместной разработки двух горизонтов соотношение притоков газа из пластов со временем стабилизируется. Таким образом, отборы газа из залежей при их совместной разработке изме­ няются во времени.

Как уже отмечалось, отбор газа из месторождения распределяется по трем целевым функциям, так как для III и IV залежей строится одна целевая функ­ ция. Распределение же найденного суммарного отбора газа из III и IV залежей по горизонтам определяется не экономическими соображениями, а совместностью систем их разработки. Тем не менее, согласно методу Лагранжа, любой суммар­ ный отбор газа из III и IV залежей, найденный из зависимостей, аналогичных приведенным на рис. 93, обеспечивает в целом для III и IV залежей наилучшие экономические показатели.

Вариант III. Залежи I и II разрабатываются раздельными сетками скважин, но имеют общее обустройство. Залежи III и IV разрабатываются единой сеткой скважин также при совместном обустройстве. По этому варианту возможно снижение капитальных затрат за счет уменьшения наземных коммуникаций. Однако необходимо учитывать следующее.

При единой системе обустройства газ из скважин I и II залежей направ­ ляется по шлейфам на групповые сборные пункты, где потоки смешиваются. Затем газ по единому коллектору поступает на головные сооружения. Здесь он подвергается абсорбции и, при необходимости, компримируется. Отборы газа из этих залежей должны быть распределены таким образом, чтобы газ из обеих залежей поступал на групповые установки с одинаковым давлением.

Для выравнивания на групповой установке давления газа различных зале­ жей можно вначале отбирать газ из залежи с большим давлением. После выравни­ вания давления отборы газа из залежей распределяются пропорционально остав­ шимся запасам с учетом потерь давления на пути движения газа от пласта до групповой установки. В соответствии с расчетами в начале разработки весь рассматриваемый объем газа может отбираться из залежи с большим пластовым давлением. Для обеспечения этого отбора необходимо или увеличить депрессию на пласт, что не всегда возможно, или пробурить значительное число скважин. После выравнивания давления отбор газа из залежи с большим начальным давлением снизится и число скважин, необходимое для поддержания этого отбора, станет меньше пробуренного числа скважин.

Чтобы в начале разработки избежать бурения лишнпх скважин на пласт с большим давлением, отбор газа из него должен быть ограничен. Число сква­ жин, пробуренных на пласт с большим давлением, не должно превышать числа скважин, необходимого для поддержания отбора газа в момент выравнивания давления газа на входе в групповую установку. Следовательно, отбор газа из пласта с большим давлением будет ограничиваться максимально возможным отбором газа из этого числа скважин. Остальное количество газа должно отби­ раться из пласта с меньшим давлением. При этом давление газа из различных залежей на входе в групповую установку будет выравниваться медленнее. Давление же в начале разработки газа из пласта с большим начальным давле­ нием редуцируется до давления газа, поступающего из другой залежи.

В результате расчетов по третьему варианту получаются две целевые функ­ ции — общая для I и II залежей и общая для III и IV залежей.

Использование метода Лагранжа для заданного отбора газа из месторожде­

312

§ 1. Задачи анализа разработки месторождений природных газов

С первых моментов реализации проекта разработки газового (газоконденсатного) месторождения начинается анализ получаемой геолого-промысловой информации и показателей разработки.

Первичный, каждодневный анализ процесса разработки место­ рождения осуществляется геологической службой управления или (и) объединения с центральной научно-исследовательской лабораторией (ЦНИЛ) или цехом научных и производственных работ (ЦНИПР).

Задачи первичного анализа разработки следующие.

1. Обработка и анализ результатов геофизических, газогидро­ динамических и специальных исследований скважин и пластов. Под специальными исследованиями понимаются: термометрия и дебитометрия скважин; исследование продукции скважин, в частности наблюдение за ионами хлора; текущие исследования скважин на газоконденсатность и т. д.

2. Анализ данных по контролю за разработкой месторождения. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

3. Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.

4. Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.

Обработка результатов исследований скважин и пластов поз­ воляет:

определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации и по результатам геофизических исследований);

определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопро­ тивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации); устанавливать для новых и уточнять по эксплуатируемым сква­

жинам допустимые технологические режимы эксплуатации; определять степень дренирования продуктивных отложений по

мощности — выявлять работающие и неработающие интервалы (по результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизи­ ческих исследований скважин);

3 1 а

и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке недренируемых пропластков и т. д.

Текущий контроль за разработкой месторождения осуществляется по данным: измерения дебитов, температур, забойных и пластовых давлений по скважинам; построения карт изобар; измерения давле­ ний (уровней) в системе пьезометрических скважин. Для контроля за продвижением воды проводят геофизические исследования сква­ жин, наблюдения за ионами хлора в добываемой с газом воде.

Анализ данных контроля за разработкой месторождения поз­ воляет установить режим месторождения, характер продвижения воды в пределах отдельных залежей и пластов, степень дренирования месторождения по площади газоносности и мощности.

Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки позволяет установить, в частности, причины отклонений между ними. Одним из основных факторов, приводящих к отклоне­ ниям между фактическими и проектными показателями разработки, является степень достоверности определения начальных запасов газа в пласте. Поэтому в задачи первичного анализа входят построе­

Существенное значение при разработке месторождений природ­ ного газа имеют работы по интенсификации добычи газа, способ­ ствующие улучшению технико-экономических показателей разра­ ботки месторождения и увеличению конечного коэффициента газоотдачи. Комплекс работ по интенсификации добычи газа 1 должен быть обоснованно выбран и правильно осуществлен. Результаты работ по интенсификации добычи газа должны подвергаться тща­ тельному анализу.

Накопление и обобщение обширной геолого-промысловой инфор­ мации о месторождении и процессах, происходящих в пласте при его разработке, критический анализ и уточнение этой информации поз­ воляют эффективно корректировать отдельные положения проекта разработки. Подвергаться корректированию могут:

комплекс исследовательских работ на скважинах, очередность их проведения;

методы контроля за разработкой месторождения природного газа; необходимое число и местоположение проектных эксплуатацион­

ных, наблюдательных и пьезометрических скважин; комплекс и технология работ по интенсификации добычи газа;

начальные запасы в пласте, допустимые технологические режимы

1 Например, чрезмерное увлечение солянокислотными обработками на Коробковском месторождении привело в ряде случаев к преждевременному об­ воднению скважин.

316

эксплуатации скважин, параметры пласта в областях газо- и водо­ носности, режим месторождения и т. д.

Если текущий анализ разработки обнаружит существенное отличие месторождения и отдельных пачек и пластов от предыдущего представления о них, значительные отклонения утвержденных запасов газа от проектных показателей, иной, чем предсказано, характер обводнения скважин и месторождения, то составляется проект доразработки. Проект доразработки месторождения выпол­ няется соответствующей исследовательской или проектной орга­ низацией с привлечением промысловых исследователей.

В проекте доразработки дается детальный анализ накопленного геолого-промыслового материала. С привлечением электронных вы­ числительных или (и) аналоговых машин воспроизводится история разработки месторождения, уточняются параметры пластов и сква­ жин, определяются начальные суммарные запасы газа и их распре­ деление по отдельным пластам, эксплуатационным объектам. Допол­ нительно исследуются результаты первичного анализа разработки месторождения.

Анализ выявляет причины отклонения проектных показателей разработки месторождения и обустройства промысла от фактических. Важнейший результат анализа разработки месторождения состоит в получении наиболее достоверной на рассматриваемый момент времени исходной геолого-промысловой информации о месторожде­ нии, отдельных продуктивных горизонтах и водоносном бас­ сейне .

Выполненный анализ разработки позволяет скорректировать вели­ чину отбора газа из месторождения. Уточнение отбора газа может вызываться изменениями в начальных запасах газа месторождения или изменением положения с промышленными и прогнозными запасами газа в данном районе, а также требованиями потребителя. Открытие новых месторождений, неоправдавшийся прогноз по перс­ пективным структурам или изменившиеся представления о соседних разрабатываемых месторождениях приводят к необходимости кор­ ректирования отбора газа из месторождения.

После выбора одного или нескольких значений отборов газа из месторождения рассматриваются подварианты по отборам газа из отдельных залежей, горизонтов или распределения их по площади газоносности.

Для рассматриваемых отборов газа определяются показатели разработки месторождения и обустройства промысла, т. е. учиты­ ваются и намечаются пути оптимизации сложившихся систем раз­ работки и обустройства. Из исследованных вариантов и подвариантов выбирается наилучший по технико-экономическим показателям и рекомендуется к реализации.

В проекте доразработки отражаются результаты анализа раз­ работки, выполненных исследований и приводятся прогнозные показатели разработки месторождения и системы обустройства промысла.

317

Данная глава посвящается изложению методов решения задач, возникающих при анализе разработки месторождений природных газов.

§ 2. Определение запасов газа по количеству отобранного газа

и изменению среднего пластового давления

До последнего времени наибольшее распространение при опре­ делении запасов газа имеют объемный метод и метод падения пласто­ вого давления. В данном параграфе рассмотрим последний метод, так как изложение сущности и особенностей объемного метода подсчета запасов газа является предметом курса «Промысловая геология нефти и газа».

Здесь и в дальнейшем рассматриваются методы определения общих начальных запасов газа в пласте. Извлекаемые промышленные запасы — это запасы газа, которые могут быть извлечены до дости­ жения экономически рентабельного отбора из месторождения. Извле­ каемые запасы газа, определяемые конечной величиной коэффициента газоотдачи, устанавливаются на различных этапах проектирования

иразработки месторождения в результате газогидродинамических

итехнико-экономических расчетов.

Воснове метода определения запасов газа по данным о количестве

отобранного газа и изменении во времени среднего пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой за­ лежи. Впервые в СССР описываемая методика была предложена в 40-х годах В. П. Савченко, А. Л. Козловым, Н. В. Черским

иизложена в их работе [62]. Изучению различных аспектов приме­ нения метода подсчета запасов газа по падению среднего пластового давления посвящены работы ряда авторов.

Определив по промысловым данным средние пластовые давления

исоответствующие добытые количества газа на различные моменты

времени (при уверенности, что режим месторождения газовый), по уравнению материального баланса можно вычислить газонасы­

щенный объем норового пространства а£2а, а затем и запасы газа. Однако для более правильного определения запасов газа по падению среднего пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет, в частности, исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графи­ ческий метод обработки промысловых данных позволяет с большой наглядностью определять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Представим уравнение материального баланса для залежи в слу­ чае газового режима в виде:

318

Б у д е м о т к л а д ы в а т ь п о о с и а б с ц и с с о т о б р а н н ы е Q*aoe к о л и ч е с т в а

что в этих координатах зависимость -Аг- ’= / (<3д0б (0) представляет

Z (р)

собой прямую линию (см. рис. 4).

При Qlo6 = 0 из уравнения (1) вытекает тот очевидный результат,

ному давлению и стандартной температуре. Следовательно, рассмат­ риваемая прямолинейная зависимость отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной величине начальных запасов газа в пласте, приведенных к стандартным условиям.

Итак, в условиях газового режима зависимость plz (р) = / (Одоб (0) выражается прямой линией. Следует помнить, что данное условие является необходимым, но не достаточным для утверждения о про­ явлении газового режима.

Если зависимость plz (р) = / (<2д0б (0) имеет начальный прямо­ линейный участок и выполняются достаточные условия для опре­ деления режима залежи (о них сказано в § 2 главы II), то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов газа в пласте (линия 4 на рис. 4).

Из предыдущих рассуждений следует, что при водонапорном

режиме зависимость plz (р) = f (QA*05 {t)) отклоняется от прямой (линия 3 на рис. 4), справедливой для газового режима. Это положе­ ние позволяет в результате обработки промысловых данных в коорди­

натах plz (p)-i-Qдоб (t) устанавливать режим месторождения, а также оценивать начальные запасы газа в пласте. В начале разработки поступление воды в залежь может не оказывать существенного влияния на изменение среднего пластового давления, что выражается

времени, данные об изменении среднего пластового давления и добытом количестве газа могут ложиться на прямую, как было показано на рис. 6. Экстраполяция подобных прямолинейных отрез­ ков до оси абсцисс для определения начальных запасов газа в пласте недопустима. Для установления принадлежности прямолинейного

участка зависимости plz (р) = /[<3д0б (01 газовому или водонапор­ ному режиму необходимо использовать источники дополнительной

' 319

информации о режиме залежи (см. § 2 главы II). Кроме того, при определении запасов газа методом падения среднего пластового давления следует учитывать факторы, влияющие на характер зави­

симости plz (р) = / [<2доб (£)] (см. § 3 главы И).

К настоящему времени накоплен значительный опыт применения объемного метода и метода падения среднего пластового давления для определения запасов газа в пласте. Анализ зависимости

plz (р) = / Юдоб (/)] во многих случаях позволил достоверно уста­ новить режим разрабатываемых месторождений. Считается, что метод падения пластового давления следует использовать при отборе из пласта 5—10% запасов газа. Объясняется это тем, что обнаружить заметное изменение во времени среднего пластового давления можно лишь в период второй фазы неустановившейся фильтрации газа, когда давление падает в каждой точке пласта.

Отметим факторы, которые влияют на точность подсчета запасов газа методом падения пластового давления, а следовательно, и на достоверность прогнозных показателей по системе разработки место­ рождения и обустройства промысла.

1.При подсчете запасов газа важна достоверность величины добытого количества газа. Необходим по возможности точный учет, например, потерь газа при аварийном фонтанировании скважины х, потерь газа в атмосферу при исследованиях скважин и т. д. На достоверность определения добытого количества газа могут влиять также возможные неконтролируемые перетоки газа из пласта в пласт пли утечки газа на поверхность в результате образования грифонов.

2.Большое внимание должно уделяться повышению точности определения средневзвешенного по объему норового пространства пластового давления на разные моменты времени. Необходимая точность может быть достигнута путем применения образцовых манометров (или грузового пресса Рухгольца), измерения статиче­ ского давления после длительной остановки скважин, использования карт оimh и карт изобар для вычисления среднего пластового да­ вления.

3.Интервалы времени должны быть такими, чтобы определяемые значения средневзвешенного пластового давления на разные моменты значительно различались между собой. Различия в пластовом давле­ нии не должны быть соизмеримы с погрешностью манометров, исполь­ зованных при исследовании скважин.

Описанные два метода подсчета запасов газа распространены и за рубежом. Рекомендуется также метод материального баланса для подсчета запасов газа при активном водонапорном режиме, основанный на использовании уравнения материального баланса. Неизвестное в уравнении материального баланса сум­ марное количество поступившей в залежь воды определяется расчетом притока воды в укрупненную скважину (газовую залежь). Однако этот метод может1

1 Определение дебита аварийно фонтанирующей скважины — сложная задача. Обнадеживающими являются акустические методы оценки дебитов аварийно фонтанирующих скважин [31].

320