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

давлений по пластам были внесены необходимые коррективы в тех­ нологию бурения скважин, в конструкции скважин и т. д. Есте­ ственно, что и прогнозные расчеты по определению показателей раз­ работки не могут проводиться без учета места и характера возможных перетоков газа из пласта в пласт.

В заключение заметим, что описанные особенности перетоков газа в значительной мере определяются высокими фильтрационными сопротивлениями продуктивных пластов. Это привело к значительной дифференциации давления по пластам и площадям газоносности. Так, среднее значение коэффициента проницаемости по НАГ соста­ вляет 16 мД. Из 300 образцов керна СМП только по 36 образцам проницаемость была выше 5 мД, а по 12 образцам находилась в пре­ делах 40—300 мД. Средняя проницаемость по СМП составляет около 6 мД. Проницаемость 110 образцов керна из АСК определялась в лабораторных условиях. Только в девятнадцати из них коэффи­ циент проницаемости оказался выше 5 мД. Несколько большие значения проницаемости получаются при определении их по пара­ метрам проводимости, вычисленным по данным исследования сква­ жин: от 5 до 25 мД, в среднем 16 мД.

§ 4. Определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуатации залежи

В связи с быстрыми темпами развития газовой промышленности страны существенное значение приобретает достоверный подсчет запасов газа в минимальные сроки и с минимальными капитальными вложениями. От достоверности подсчета запасов газа зависит эффек­ тивность использования капитальных вложений в разработку место­ рождения и обустройство промысла. Завышение, как и занижение, запасов газа является крайне нежелательным. Чем быстрее и досто­ вернее будут оценены запасы газа и раньше будет введено в раз­ работку месторождение, тем больший экономический эффект получит народное хозяйство от использования газа. Так, по данным ВНИИгаза, каждый дополнительный миллиард кубометров газа, подавае­ мого в районы Центра европейской части Советского Союза, обеспе­ чивает народному хозяйству страны прибыль около 10 млн. рублей.

В работе А. Л. Козлова, М. Л. Фиш и 3. Ф. Морозовой отме­ чается значительность сроков консервации месторождений. По круп­ нейшим месторождениям страны сроки консервации составляли 4—6 лет (Шебелинское месторождение — 6 лет, Газлинское — 4 года, Северо-Ставропольское — 6 лет). Для средних и мелких по запасам месторождений эти сроки доходили до 13 лет. Одной из причин кон­ сервации месторождений является отсутствие достоверной оценки запасов (затягивающаяся разведка месторождения с целью подсчета запасов газа).

В практике подсчета запасов газа широкое распространение получили объемный метод и метод, основанный на использовании

331

уравнения материального баланса и данных об изменении во времени среднего пластового давления и количества отобранного газа.

При использовании объемного метода необходимо знать поровый объем газовой залежи и такие параметры, как газонасыщенность и изменение ее по площади залежи. Из-за неоднородности коллекто­

и более (М. Т. Абасов, Б. М. Листенгартен и др.). Использование объемного метода в условиях карбонатных коллекторов еще более затруднительно.

Метод, основанный на уравнении материального баланса, также имеет недостатки. Считается, что метод падения среднего пластового давления следует использовать при отборе из пласта 5—10% запасов газа (Е. М. Минский) и даже 20—30% (О. Г. Баркалая, А. Л. Коз­ лов, Ю. П. Коротаев).

Таким образом, эффективное использование рассматриваемого метода возможно при отборе значительных запасов газа. При отме­ ченных величинах отбора газа продвижение контурных или подош­ венных вод в газовую залежь может повлиять на точность определе­ ния запасов газа.

Средневзвешенное по газонасыщенному норовому объему залежи пластовое давление определяется формулой

Если площадь залежи разбита на одинаковые элементарные квадраты с шагом Дх = Ау, то эта формула записывается в виде:

П

' ^ Pi {amh)t

^ {amh)t i=l

Здесь i — номер элементарного объема; п — число элементарных объемов; р{ — среднее пластовое давление в t-м объеме; (amh)i — значение параметра amh в центре того же квадрата (элементарного объема).

Из приведенных формул следует, что точность определения р зависит от точности построения карт изобар и карт равных коэффи­ циентов газонасыщенности и пористости, а также мощности пласта. Точность же и достоверность указанных карт зависят непосредственно от числа газовых скважин и равномерности их размещения на пло­ щади газоносности. С этой точки зрения объем информации, необхо­ димой для эффективного использования метода падения среднего пластового давления для подсчета запасов газа, аналогичен и даже больше объема информации, используемого при подсчете запасов

332

газа объемным методом. Поэтому предлагаются иные подходы, позволяющие оценивать средневзвешенное по объему норового пространства пластовое давление, — путем взвешивания по дебитам (Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотов, К. Д. Кичиев) или добытым коли­ чествам газа (3. Г. Галимзянов). Иногда, при малом числе скважин, среднее пластовое давление определяют как среднеарифметическое. В результате получаются заниженные, а в ряде случаев завышенные запасы газа.

Различными исследователями развивались методы подсчета запа­ сов газа, основанные на учете особенностей протекания процессов

вгазовых залежах при определенных воздействиях на пласт. Так,

вработе [76] для определения запасов газа предлагается исполь­ зовать данные об изменении давления в простаивающей скважине при мгновенном пуске в работу соседней скважины. Использование этого метода затруднено тем, что неизвестно, к какой по размерам зоне пласта отнести определяемые значения параметра mh. Из-за большой упругости газа трудно получить кривую изменения давле­ ния в реагирующей скважине, особенно в пластах с хорошими кол­ лекторскими свойствами.

Для определения по скважинам параметра mh (или удельных запасов газа) предложен метод обработки конечных участков кривых восстановления забойного давления [24]. Однако, согласно рабо­ там [76, 84], при определении параметров пласта с использованием этого метода возможны ошибки. Существенно ограничивает его применение также неопределенность используемого в расчетах «радиуса удельной площади дренирования».

Методы оценки параметра mh с использованием кривых восста­ новления забойного давления, близкие по идее к отмеченным выше, рассматриваются также в ряде зарубежных работ.

Использование информации об изменении во времени забойного

залежи значение параметра емкости amh, необходимого при подсчете запасов газа или объема норового пространства залежи.

Отмечая достоинства излагаемого в данном параграфе метода определения запасов, мы не противопоставляем его, например, методу падения среднего пластового давления. Предполагается, что определение запасов газа по данным непродолжительной эксплуата­ ции залежи естественно дополняет существующие методы подсчета запасов газа. Целесообразность использования информации об изменении во времени забойных давлений и дебитов скважин объ­ ясняется относительной доступностью и достоверностью этой инфор­ мации. При этом не требуется определения каких-либо средневзве­ шенных по объему норового пространства залежи параметров. Это также относится к положительным сторонам рассматриваемой мето­ дики подсчета запасов газа.

Определение среднего по залежи параметра amh (а следовательно, запасов газа) возможно, если известны данные пробной эксплуатации

333

залежи: дебиты и соответствующие изменения забойных давлений во времени. Необходимо также знание величин начальных пластовых давления и температуры, конфигурации (площади) залежи, состава пластового газа, расположения скважин, приведенных радиусов скважин или коэффициентов продуктивности (при фильтрации газа по линейному закону), при нарушении в призабойной зоне скважин линейного закона фильтрации — величин фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине.

Основой предлагаемого метода является количественное сопо­ ставление данных эксплуатации газовых скважин с данными воспро­ изведения их работы на электрических моделях или на ЭВМ. Впервые идея использования электрических моделей для оценки параметра упругоемкости нефтеносного (водоносного) пласта высказана в ра­ боте П. М. Белаша.

Процесс эксплуатации газовых скважин моделируется на сетке ВС при тех же краевых условиях, которые существуют в натурном (реальном) пласте. Натурным называем пласт конкретного место­ рождения, а электрическую модель рассматриваемого месторождения назовем модельным пластом. Величины и характеристики, относя: щиеся к модельному пласту, будем выделять индексом «м».

При моделировании параметр газопроводимости модельного пласта kh/\iaT набирается равным среднему значению параметра kh/\iaT натурного пласта. Это значение определяется по данным исследований скважин при неустановившихся режимах и интерпре­ тации результатов по одному из способов, изложенных в работах [9, 23, 24, 31]. Величина параметра емкости модельного пласта amh, при отсутствии оценочных данных, берется произвольной. Добавоч­ ные сопротивления, моделирующие фильтрационные сопротивления от радиуса фиктивной до радиуса действительной скважины, вычи­ сляются согласно изложенному в § 8 главы V.

Пусть газовые скважины эксплуатируются с постоянными во времени, но различающимися дебитами. Для каждой скважины вычисляется изменение во времени функции ср:

давления в разные моменты времени вычисляется функция ф на эти моменты времени. Составляется эквивалентная модель пласта с по­ стоянными по площади параметрами М /цат и amh. На модельном пласте воспроизводится процесс эксплуатации натурного пласта, т. е. п скважин на модельном пласте «работают» с теми же дебитами газа.

Так как величина параметра amh для модельного пласта принята произвольной, то изменение забойных давлений в скважинах модель­

334

ного пласта будет происходить иначе, чем в скважинах натурного* пласта.

Оказывается, что при выполнении условия

п [ п \

связь между средними значениями параметров емкости amh для натурного и модельного пластов дается выражением

во времени забойных давлениях, то вместо соотношения (2) имеем условие равенства сумм дебитов скважин натурного и модельного пластов:

Существенным ограничением для применения изложенной мето­ дики оценки запасов газа является необходимость знания площади газоносности. Это ограничение возникает на начальных этапах

335

разведанности месторождения при малом числе скважин. Исследова­ ниями показано, что если площадь газоносности достоверно не из­ вестна, то при выполнении условия (2) или (4) вместо соотноше­ ния (3) имеем 1

Здесь S — истинная площадь газоносности; SM— площадь газо­ носности, определенная на основе имеющейся информации о залежи (и заданная при моделировании).

Следовательно, выполнение условия (2) или (4) позволяет при недостоверном знании площади газоносности из соотношения (5) сразу определять искомый газонасыщенный объем норового про­ странства натурной залежи amhS.

Достоинство соотношений типа (2)—(3), (3)—(4), (2)—(5) состоит в том, что при соблюдении принимаемых допущений достаточно одноразовых расчетов на модельном пласте для определения запасов газа натурной залежи. Однако не во всех случаях удается получить соотношения, аналогичные приведенным выше. Это бывает затрудни­ тельно, например, при разновременном вводе скважин в эксплуата­ цию. В подобных случаях можно применять метод последовательных приближений.

Выполненные исследования и соответствующие расчеты позволяют рекомендовать проведение итерационного процесса по зависимостям

2 фi — f (t) для скважин натурного и модельного пластов.

Если зависимости 2 Фг = / (f) Для натурной и модельной залежей не совпадают, следовательно, модельный пласт по своим параметрам

не эквивалентен натурному. Пусть зависимость 2 ф г = / ( 0 Для модельного пласта располагается ниже, чем для натурного. Это означает, что параметр емкости модельного пласта amh занижен против среднего истинного значения параметра amh. В следующем приближении параметр amh следует принять большим amh, исполь­ зованного в расчетах предыдущего приближения.

Согласно методу последовательных приближений, значение пара­ метра amh модельного пласта необходимо изменять до тех пор, пока

не совпадут зависимости 2 Фг = / (*) Для скважин натурной н модельной залежей.

При использовании метода последовательных приближений не­ обходимо добиваться совпадения не начальных, а конечных участков

зависимостей 2 Фг = / (t) для натурной и модельной залежей, которые соответствуют отборам из залежи 1—1,5% от запасов газа. Эта необходимость связана с недостаточной точностью начальных

участков зависимостей 2 Фг = / (0 [19].

1 Вывод приводимых расчетных соотношений достаточно громоздок. Поэ­ тому, а также в связи с тем, что подробный вывод их дан в работе [19], мы ог­ раничиваемся здесь приведением конечных результатов. То же относится и к примерам расчета.

336

Легко видеть, что метод последовательных приближений не накладывает каких-либо ограничений на граничные условия по скважинам. Этот метод в равной мере применим для определения запасов газа залежей по данным эксплуатации скважин при постоян­ ных или переменных во времени дебитах или забойных давлениях, а также для определения запасов газа и однопластовых, и много­ пластовых месторождений, как при известной площади газоносности, так и при недостаточной информации о ней и т. д.

Если при применении метода последовательных приближений имеется карта равных значений khl\iar для натурного пласта, то ее необходимо использовать для расчета и задания переменных по площади модельного пласта электрических сопротивлений.

Подсчет запасов газа многопластовых месторождений (или зале­ жей, представленных чередованием продуктивных пропластков) при единой сетке эксплуатационных скважин, например методом падения среднего пластового давления, связан со значительными трудностями. Например А. Л. Козлов и Е. Н. Храменков на основе проведенных расчетов приходят к выводу, что определять по падению давления суммарные запасы совместно разрабатываемых пластов, резко различающихся по проницаемости, не представляется возмож­ ным. Авторы полагают, что достоверный подсчет запасов газа можно провести лишь применив метод падения давления к каждому пласту в отдельности.

То обстоятельство, что рассматриваемая в данном параграфе методика определения запасов газа основывается на использовании данных об изменении во времени забойных давлений, позволяет рекомендовать ее для определения запасов газа многопластовых месторождений, разрабатываемых единой сеткой скважин. При разработке многопластовых месторождений единой сеткой скважин забойные давления против каждого пласта могут приниматься оди­ наковыми (при достаточно небольших расстояниях между пластами). Поэтому рассматриваемую методику определения запасов газа можно обобщать и применительно к многопластовым месторождениям. Однако при этом определяются суммарные запасы газа многопласто­ вого месторождения, так как в качестве модельного принимается однопластовое месторождение.

Зависимости изменения во времени забойных давлений в натурных скважинах дают информацию о сообщаемости или о несообщаемости пластов или пропластков. Поэтому даже при незнании деталей геоло­ гического строения многопластового месторождения запасы газа в нем определяются с учетом особенностей протекания фильтрацион­ ных процессов в многопластовых месторождениях.

Результаты проведенных исследований показывают, что рас­ смотренную методику подсчета запасов газа можно эффективно применять на практике. Проверка методики на гипотетических залежах различных типов показывает ее высокую точность. Для большинства рассмотренных примеров погрешность в определении запасов газа не превышает 10% при отборе из залежи около 0,5—

1,5% запасов газа. При таких отборах практически снимается вопрос о возможном влиянии водонапорного режима на точность подсчета запасов газа.

Остановимся на вопросе о том, когда можно судить о равенстве определяемых запасов газа действительным запасом газа в пласте. При практическом использовании методики судить об отборе 0,5— 1,5% запасов можно лишь тогда, когда известны истинные запасы газа. В связи с этим рекомендуется следующий подход к решению интересующей нас задачи.

Согласно проведенным исследованиям, начиная с некоторой суммарной величины отбора газа из месторождения, погрешность определения запасов газа остается практически неизменной (рис. 101).

Отбор газа,, % от запасов

Рис. 101. Зависимость погрешности определения запасов газа от суммарного отбора из месторождения при различ­ ном числе эксплуатационных скважин [19]

Число скважин! 1 — пять; 2 — десять; 3 — двадцать

Это равносильно стабилизации отношения времен t и tMс увеличе­ нием отбора газа. Следовательно, равенство (или близость) отноше-

П / П \

параметра емкости атк^яля газонасыщенного объема норового пространства amh.

Другой подход заключается в расчете параметра amh или amhS (следовательно, и запасов газа) на разные даты с использованием метода последовательных приближений. Получение сходящихся ре­ зультатов по величинам amh или amhS означает, что дальнейшая эксплуатация залежи уже не уточнит размера определяемых запасов газа.

Отметим еще два интересных факта.

1. Ошибки в определении и задании параметра проводимости модельного пласта не оказывают существенного влияния на погреш­ ность в подсчете запасов газа. Это означает, что степень достовер-

338

kh

ности определения среднего значения параметра — (или карты

Цат

проводимости) не накладывает ограничений на возможность исполь­ зования методики для подсчета запасов газа.

2. Не выявлено существенной зависимости погрешности опреде­ ления запасов газа от числа и местоположения эксплуатационных скважин.

Расчеты показывают, что не число скважпн, а величина отбора газа опре­ деляет степень достоверности подсчета запасов по рассмотренной методике. Даже по данным эксплуатации одной—трех скважин удалось оценить запасы газа гипотетической залежи. Однако при малом числе скважин иногда бывает трудно ответить на вопрос о наличии или отсутствии нефтяной оторочки промыш­ ленного значения. Поэтому до решения данного вопроса месторождение не вво­ дится в опытно-промышленную или промышленную разработку. Исследования последних лет показывают, что решить вопрос о наличии нефтяной оторочки можно и без специального бурения скважин. В результате статистической обра­ ботки данных анализов газа по большому числу месторождений А. С. Великовский, В. П. Савченко, Я. Д . Саввина, В. В. Юшкин и М. Я. Зыкин отмечают ряд характерных признаков наличия нефтяной оторочки того или иного размера. Например, газоконденсатные месторождения с содержанием С5+ЕЫСшие более 1,75% или с выходом стабильного конденсата более 80 см3/м 3 обычно связаны с нефтяными оторочками или являются газовыми шапками нефтяных залежей. А. К. Карпов и Ю. П. Коротаев для характеристики типа залежи рекомендуют

г-С4

оценивать величину отношения п-Сл [31]. Исследования этих авторов пока­ зали, что газы газовых шапок или газоконденсатно-нефтяных месторождений

Сравнительно малые отборы позволяют применять изложенную методику для подсчета запасов газа даже при отсутствии потребителя газа, что особенно важно для новых газоносных провинций. В этих условиях газ, отбираемый из нижних горизонтов, может перепускаться в верхние залежи или в соседние месторождения. Представляется возможной даже закачка (перепуск) газа в верх­ ние водоносные горизонты. В этом случае в пределах месторождения будет созда­ ваться как бы искусственное подземное газохранилище. В некоторых случаях может оказаться целесообразным разработка газоконденсатной залежи с целью добычи конденсата и закачка отбензиненного газа в другие продуктивные ком­ плексы.

Отмеченные способы применения методики подсчета запасов газа при от­ сутствии потребителей газа связаны с незначительными дополнительными капи­ тальными вложениями (по сравнению со строительством газопровода до потре­ бителя). Эти дополнительные капитальные вложения вполне оправдываются, если принимать во внимание общие капиталовложения в разработку месторо­ ждений и обустройство промыслов, определение объемов и направлений исполь­ зования газа, ускорение ввода месторождений в промышленную разработку.

Рассматриваемая методика подсчета запасов газа основывается,

вчастности, на использовании информации об изменении во времени забойных давлений. Однако (по справедливому замечанию Г. А. Зо­ това) изложенная методика может целиком основываться на данных изменения во времени пластовых давлений в районе каждой сква­ жины. При этом не требуются знание коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В и учет возможного изменения их во времени

впроцессе эксплуатации скважин. В этом случае за пластовое давле­ ние в модельных скважинах могут приниматься текущие давления

в соответствующих узловых толках модели, где располагаются скважины. Такой подход оправдывается тем, что основные потери давления при фильтрации газа приходятся на область пласта от реальной до фиктивной скважины. Давление по фиктивной скважине близко к текущему пластовому давлению в районе реальной сква­ жины.

Идея использования зависимостей изменения во времени пластовых давле­ ний в скважинах для подсчета запасов газа высказана Г. А. Зотовым и прове­ рена им совместно с Н. Н. Вишневецким и С. М. Тверковкиным на примере Быстрянской залежи. В исследованиях Ю. П. Коротаева, Л. И. Гутенмахера, Ф. А. Требина, Г. А. Зотова и Ю. А. Полякова эта методика распространяется на систему эксплуатационных скважин. Использование данных об изменении во времени пластовых давлений в скважинах и их дебитов позволило, на не­ сколько иной основе, предложить методику определения запасов газа в пласте (одному из авторов настоящей книги совместно с В. И. Ахапкиным).

Упомянутые методики — приближенные, они основываются на допущении об относительно стабильной добыче газа по скважинам. Методика же, изложен­ ная в настоящем параграфе, позволяет учесть особенности разбуривания залежи и эксплуатации скважин. Однако для ее применения необходимо проведение расчетов на электрической модели или на ЭВМ.

§5. Определение запасов газа по изменению давления

вскважинах при длительной эксплуатации

Изложенная в предыдущем параграфе методика оценки запасов газа в залежи основывается на расчетных соотношениях, полученных в предположении о непродолжительной эксплуатации залежи. Представляет интерес применение этой методики и к случаю длитель­ ной разработки залежи, так как не всегда удается с достоверностью определить запасы газа по методу падения среднего пластового давления из-за сложности или невозможности нахождения средне­ взвешенного по газонасыщенному объему норового пространства давления на разные даты. Как уже отмечалось, использование ин­

забойного давления в период существенного снижения пластового давления в залежи. Методика пригодна для условий разработки залежи (в пределах рассматриваемого периода времени) при газовом режиме.

Основную причину, не позволяющую использовать рассмотрен­ ную в предыдущем параграфе методику для определения запасов газа по данным длительной эксплуатации скважин, поясним ниже.

В работе [19] при линеаризации исходного нелинейного дифферен­ циального уравнения для связи «фиктивного» времени т и реального t

340