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

привести к значительным погрешностям подсчета, и здесь он не рассматривается. Достаточно сослаться на работу Д . Чиириси с соавторами1, где рассматривается этот метод и на примере шести газовых месторождений делается вывод о том, что в условиях проявления водонапорного режима возможна неединственность в определении величины начальных запасов газа по данным истории их разра­ ботки. Для каждого из шести рассмотренных месторождений был выбран ряд значений запасов газа, отличающихся от рассчитанных объемным методом. Оказалось, что для каждого из этих значений запасов газа можно подобрать такие параметры водоносного пласта, которые позволили получить на электри­ ческой модели данные об изменении среднего пластового давления, близкие

кфактическим.

§3. Некоторые примеры анализа разработки газовых месторождений

Трудно перечислить даже наиболее характерные задачи, возни­ кающие при анализе разработки месторождений природных газов. Поэтому в данном параграфе приведем лишь решение отдельных вопросов анализа разработки и внесения соответствующих корректив

Рис. 95. Зависимость p/z (р) =

=/[Сдоб С )] Для Северо-Ставро­ польского месторождения

на примере ряда разрабатываемых газовых месторождений Совет­ ского Союза. По каждому рассматриваемому месторождению приве­ дем по одной типичной задаче анализа разработки.

I. На примере Северо-Ставропольского газового месторождения коснемся подсчета начальных запасов газа и анализа распределения пластового давления 2.

Северо-Ставропольское месторождение природного газа, связан­ ное с двумя поднятиями — Северо-Ставропольским и Пелагиадинским (см. рис. 23), было открыто в 1950 г. Начальные запасы газа по объемному методу оценены в 174 млрд, м3 при начальном пласто­ вом давлении 66,5 кгс/сма.

В промышленную разработку Северо-Ставропольское месторожде­

2По результатам работы А. Л. Козлова, Е. М. Минского, О. Ф. Андреева

иЮ. М. Фримана;

вгазопровод Ставрополь — Невинномысск — Грозный, продолженный

в1963 г. до Тбилиси.

На основе данных о разработке месторождения к середине 1960 г. были определены начальные запасы газа методом падения среднего пластового давления. Запасы составили 220 млрд. мч. Дальнейшая разработка месторождения подтвердила эту величину начальных запасов газа. На рис. 95 показана зависимость изменения приве­ денного среднего пластового давления от добытого количества газа для Северо-Ставропольского месторождения на 15/VI 1964 г. Из этого рисунка видно, что промысловые значения среднего давления и добытого количества газа достаточно хорошо ложатся на прямую

разовании в процессе разработки общей депрессионной воронки. Образование депрессионной воронки

при низком начальном пластовом давлении на Северо-Ставропольском месторождении имеет существенное значение в связи с необходи­ мостью раннего ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции и определения потребного числа и мощности ступеней компримирования газа. В процессе разработки месторождения наметилась тенденция роста глубины депрессионной воронки. На рис. 97 показано, как изменялась во времени разница между средним пластовым давлением по месторождению и минимальным давлением в центральной зоне.

Рост глубины воронки депрессии привел к необходимости расши­ рения площади разбуривания месторождения. На рис. 98 показана последовательность увеличения разбуренной площади газоносности на Северо-Ставропольском месторождении. Кроме того, во время сокращения сезонного потребления газа летом 1963 г. были выклю­ чены из эксплуатации 45 скважин центральной зоны. В результате

отмеченных и других мероприятий к середине 1964 г. глубина депрессионной воронки стабилизировалась (см. рис. 97).

Для более тщательного контроля за изменением пластового давления и выяснения влияния различных мероприятии на выравни­ вание депрессионной воронки площадь газоносности Северо-Ставро­ польского месторождения была условно разделена на четыре зоны: I — западную, II — северо-восточную, III — центральную и IV — пелагиадинскую (см. рис. 96). Рассмотрение темпов падения пласто­ вого давления по отдельным зонам подтверждает своевременность принятых мер по выравниванию общей депрессионной воронки (рис. 99). При этом необходимо иметь в виду, что пе­ риод нарастающей добычи газа продол­ жался до 1963 г.

мени г.

Таким образом, анализ разработки Северо-Ставропольского месторождения позволил уточнить начальные запасы газа. На основе уточненной величины запасов газа был рекомендован годовой отбор из месторождения в размере 12,2 млрд. м®. Анализ разработки дал также возможность учесть особенности Северо-Ставропольского месторождения и внести существенные коррективы в принятую ранее систему разработки, а соответственно и в систему обустрой­ ства промысла. Анализ разработки месторождения предоставил необходимую информацию для прогнозных расчетов.

Исходя из некоторых упрощающих положений, Е. М. Минский в резуль­ тате проведенного им исследования отмечает, что при сложившейся системе разработки месторождения (постоянный отбор и неизменное расположение сква­ жин) фильтрационные сопротивления отдельных зон пласта остаются постоян­ ными во времени.

К 1964 г. было закончено разбуривание месторождения и оно вступило в пе­

325

Уравнения типа (3) записываются и для других зон и аналогично опреде­ ляются зависимости изменения среднего пластового давления по другим зонам месторождения.

Знание зависимостей типа (6) позволило определить основные показатели разработки отдельных зон месторождения и установить окончание периода по­ стоянной добычи газа, которое приходилось на 1969— 1970 гг. в связи с резким возрастанием потребной мощности дожимной компрессорной станции. Обосно­ вать этот срок оказалось возможным в результате знания зависимостей типа (6).

За достаточно длительный период нарастающей добычи газа из месторождения было добыто 23,6% запасов. Добытое количество газа на конец семилетнего периода постоянной добычи составило соответственно 57% от запасов. Остальное количество газа будет добываться в период падающей добычи.

II. На примере многопластового месторождения Газли рассмо трим вопрос об изменении представлений о продуктивных характе­ ристиках скважин Ч

Первоначальные исследования разведочных скважин на место­ рождении Газли показали, что в скважинах IX и X горизонтов при депрессиях на пласт в 2—3 кгс/см2 и дебитах 300—400 тыс. м3/сут выносятся частицы породы. При последующих многоцикловых исследованиях ряда скважин было установлено, что при дебитах 800—1000 тыс. м3/сут происходит уменьшение, а в дальнейшем прекращение выноса частиц породы. Это показало, что при длитель­ ных исследованиях скважин происходит очистка призабойной зоны от остатков глинистого раствора и несцементированных частиц песка.

В результате проведенных исследований были приняты для про­ ектных скважин следующие начальные допустимые дебиты и депрес­ сии: для скважин IX горизонта начальный дебит 700 тыс. м3/сут при

326

и к возрастанию потерь давления на пути движения газа от пласта до магистрального газопровода, следовательно, — к сокращению периода бескомпрессорной эксплуатации.

Месторождение Газли введено в разработку в 1961 г. с подачей газа в газопровод Газли—Каган—Ташкент. С этого момента начи­ нается период опытно-промышленной эксплуатации месторождения. Началом промышленной разработки считается конец 1963 г., когда вступила в эксплуатацию первая нитка магистрального газопро­ вода Бухара—Урал.

В период опытно-промышленной эксплуатации проверялась обо­ снованность принятых в проекте начальных допустимых дебитов скважин. В 1962 г. в эксплуатации находилось 5 скважин X гори­ зонта, в начале 1963 г. были подключены 10 скважин IX горизонта. На конец 1963 г. в эксплуатации находилось 40 скважин.

Анализ изменения дебитов был проведен по 15 скважинам, кото­ рые находились в эксплуатации от полугода до двух лет. Почти все эти скважины переведены в эксплуатационные из разведочного фонда. Они характеризуются значительным несовершенством по степени и характеру вскрытия.

Скважины 5, 8 и 10 X горизонта при проектной депрессии эксплу­ атировались с дебитами 800—900 тыс. м3/сут. Скважины IX гори­ зонта различались несовершенством по степени вскрытия. Это при­ вело к различиям их дебитов от 300 до 1300 тыс. м?/сут.

Опытно-промышленная эксплуатация показала, что продуктивная характеристика большинства скважин улучшается во времени. Следовательно, допустимые дебиты (депрессии), определенные по результатам исследования небольшого числа разведочных скважин, нуждались в корректировании, а соответственно — и данные о не­ обходимом числе скважин для разработки месторождения.

Втечение 1961—1965 гг. были разбурены западная, центральная

изначительная площадь восточной части структуры по IX и X гори­ зонтам. В восточной части месторождения было пробурено 23 сква­

жины на X II и XIII горизонты.

На первый квартал 1965 г. на основе многоцикловых исследова­ ний были определены средние текущие дебиты скважин. При отме­ ченных проектных депрессиях средние дебиты скважин IX горизонта составили 900 тыс. м3/сут, дебиты скважин X горизонта — 930 тыс. м?/сут, скважин X II+ Х Ш горизонтов — 710 тыс. м8/сут. При этих расчетах не учитывались 25 эксплуатационных скважин из числа бывших разведочных.

В 1964—1965 гг. по скважинам месторождения Газли проводились геофизические исследования в комплексе с газодинамическими. Эти исследования показали, что во многих скважинах не дренируются отдельные высокопроницаемые и высокогазонасыщенные пропластки. В результате проведенных работ по интенсификации добычи газа (нефтегазоконденсатные ванны и др.) на 20—30% и более повысились дебиты скважин эксплуатационного фонда, увеличились общие добывные возможности месторождения.

327

Таким образом, проведенные исследования и анализ данных эксплуатации скважин позволили уточнить представления о допусти­ мых дебитах (при проектных депрессиях) и привели к необходимости уточнить число скважин для разработки месторождения Газли до конца периода постоянной добычи газа.

III.На примере Шебелинского месторождения рассмотрим воз­

можность выявления взаимодействия продуктивных горизонтов в процессе разработки (по данным исследований В. П. Войцицкого).

Шебелинское месторождение природного газа введено в про­ мышленную разработку в 1956 г. Это крупнейшее месторождение обеспечивает газом важные промышленные районы страны — До­ нецко-Приднепровский район, Центр, юг Украины и Прибалтику.

На Шебелинском месторождении промышленная газоносность приурочена к отложениям нижнего ангидритового горизонта (НАГ), свиты медистых песчаников (СМП) нижней перми и араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК). Продуктивные горизонты СМП и АСК имеют общий газо-водяной контакт на отметке около 2270 м. Этаж газоносности равен 1150 м.

В структурном отношении Шебелинское месторождение пред­ ставляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, разбитую дизъюнктивными нарушениями на ряд блоков, смещенных по вертикали относительно друг друга (см. рис. 25). Амплитуда нарушений достигает 150—200 м в своде струк­ туры и уменьшается к крыльям и периклиналям.

Широко развитая трещиноватость наряду с непосредственным контактированием разных стратиграфических комплексов по пло­ скостям тектонических нарушений обусловила газодинамическую связь отдельных горизонтов. Эта связь проявлялась на протяжении геологического времени при формировании месторождения. Поэтому необходимо было установить возможность и характер проявления этой связи за период разработки месторождения, так как эта газо­ динамическая связь может оказывать значительное влияние на все показатели разработки месторождения.

Начальное статическое устьевое давление, приведенное к от­ метке +180 м, одинаково по всем горизонтам и составляет 207 кгс/см3. Пластовое давление по отдельным горизонтам различается только на вес столба газа.

Первым был введен в разработку продуктивный нижний ангидри­ товый горизонт (НАГ) — в июне 1956 г. с вступлением в эксплуата­ цию скв. 30 и 14. Разработка свиты медистых песчаников (СМП) началась в конце 1956 г. после введения в эксплуатацию скв. 34, 40 и 102. Разработка араукаритовой свиты верхнего карбона (АСК) начата в январе 1960 г. с введением в эксплуатацию скв. 143, вскрыв­ шей совместно СМП и верхи АСК.

Первые данные о проявлении активной газодинамической связи

328

продуктивными являются участки залежи, осложненные большим количеством тектонических нарушений. Повышенными дебитами характеризовались скважины, непосредственно расположенные у на­ рушений (скв. 14, 2, 115, 111). Это могло объясняться образованием при разрыве сплошности пород микро- и макротрещин и перетоками газа из СПМ.

Наиболее продуктивной по НАГ оказалась западная зона, где отмечается наибольшее число сбросов. По плоскостям этих наруше­ ний местами имеется непосредственный контакт с отложениями СМП. Наличие газодинамической связи между продуктивными горизонтами в западной зоне подтверждается примерно одинаковым характером изменения во времени статических давлений на устьях скважин горизонтов НАГ, СМП и АСК. Так, статическое давление по скв. 102, эксплуатирующей горизонт Мх (СМП), на протяжении длительного времени практически не отличается от статического давления по скв. 2 (НАГ), находящейся на расстоянии 100 м от последней. Скв. 71 (Мх) пробурена в начале 1961 г. При этом статическое давление оказалось равным 196,9 кгс/см2. Это почти на 10 кгс/см2 меньше первоначального, несмотря на то, что в данной зоне горизонт Мх не разрабатывался. Статическое давление по близ расположенным скв. 115, 111 и 105 в это время было 195—196,5 кгс/см2. Следова­ тельно, снижение статического давления по скв. 71 могло быть выз­ вано только перетоком газа в НАГ. Значительное время скв. 71 выполняла функции наблюдательной. За весь этот период давление по скважине было очень близким к статическому давлению по окру­ жающим скважинам НАГ.

В конце 1960 г. была пробурена скв. 168 на горизонты Мх—М5 свиты медистых песчаников. Статическое давление оказалось рав­ ным 190 кгс/см2, что лишь на 1—3 кгс/см2 выше давления по соседним скважинам НАГ.

Анализ статического давления рстпо скважинам позволил уста­ новить наличие газодинамической связи между СМП и АСК, суще­ ствование перетока газа из АСК в СМП.

При испытании в 1959 г. первого объекта в скв. 57 (опробование проводилось снизу вверх) было получено рст= 205,6 кгс/см2, т. е. на 1,2 кгс/см2 ниже первоначального по месторождению. По второму объекту получено рст— 205,5 кгс/см2, по третьему рст= = 204,4 кгс/см2, по четвертому рст = 204,2 кгс/см2. Если учесть, что к этому времени АСК еще не разрабатывалась, то снижение стати­ ческого давления по скважине объясняется перетоками газа в СМП п далее — в НАГ. Статическое давление по скв. 58 и 238 (АСК) к моменту ввода в эксплуатацию также оказалось значительно ниже первоначального.

Относительное повышение в дальнейшем отборов газа из СМП и АСК ускоряет падение пластового давления в данных горизонтах,

врезультате чего уменьшаются перетоки газа в НАГ. После введения

вэксплуатацию скв. 168, 191, 148, 57 и др. пластовое давление по ним приблизилось к давлению в НАГ. Это привело к увеличению

329-

темпов падения давления по скважинам НАГ (скв. 14, 2, 111, 115).

В то же время западная зона занимает лишь 18% всей площади газоносности по НАГ. Пластовое давление по зоне составляет 174,7 кгс/см2, т. е. снизилось по сравнению с первоначальным на 61,2 кгс/см2.

Первоначальные запасы газа в западной зоне, подсчитанные объемны»! методом при максимально возможных значениях расчетных параметров, составляют менее 30 млрд. м?. При таких запасах пла­ стовое давление должно снизиться до 120 кг/см2. Замедленное падение пластового давления по западной зоне в целом также свидетельствует о перетоках газа из СМП в НАГ.

Построение профилей распределения пластового давления пока­ зывает, что, например, в районе скв. 30, 14, 129, 115, 111 и 117 за весь анализируемый срок разработки в НАГ происходит более интенсивное падение пластового давления. Это определило направле­ ние перетоков снизу вверх. В других частях западной зоны в связи с превышением давления в НАГ над пластовым давлением в СМП перетоки газа могли иметь только обратное направление.

Центральная зона характеризуется сравнительно низкой продук­ тивностью. Известные здесь тектонические нарушения имеют неболь­ шую амплитуду и расположены преимущественно по краям зоны. Только в восточной части НАГ контактирует с СМП. Однако вслед­ ствие значительных отборов газа из СМП в данном районе (скв. 110, ■62, 34) перетоки газа в НАГ и»юют ограниченный характер. Об этом говорят и данные разработки.

Восточная зона НАГ изолирована от основной части залежи меридиональным нарушением. В данной зоне только в начальные моменты времени темп падения давления в скважинах НАГ был выше, чем в СМП и АСК. Затем разработка СМП характеризовалась более высоки»ш темпами отбора газа по сравнению с отборами из НАГ и АСК. Это определило характер перетока газа в СМП — из НАГ и АСК. О существовании подобных перетоков свидетельствуют данные по скв. 178 (АСК). Эта скважина пробурена на горизонт А5, который в данной части структуры не вскрыт ни одной эксплуата­ ционной скважиной. Пластовое давление по этой скважине оказалось на 8,8 кгс/см2 ниже первоначального. В последующие два года давление снизилось еще на 5,3 кгс/см2.

Таким образом, анализ изменения во времени статического устьевого и пластового давления по скважинам позволил установить зоны отсутствия и наличия перетоков газа между продуктивными горизонтами Шебелинского месторождения. Наличие перетоков необходимо было учитывать при подсчете запасов газа по горизонтам и месторождению в целом. Подсчет запасов газа по Шебелинскому месторождению в 1968 г. проводился во ВНИИгазе на электроинте­ граторе с учетом газодинамической связи продуктивных горизонтов.

В результате анализа распределения и изменения во времени

330