Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
доломитами. Трещиноватые коллекторы слагаются как осадочными породами, так и изверженными и метаморфическими. Они отличаются большой
плотностью и развитой системой трещин различной протяженности, ориентации и размеров. Трещиноватость может быть связана с известняками,
доломитами, сланцами, песчаниками.
Важнейшими параметрами пород-коллекторов являются пористость,
проницаемость, насыщенность флюидами.
Газовые месторождения наиболее часто приурочены к
структурам - брахиантиклиналям и куполам различной степени сложности, часто тектонически нарушенным.
В зависимости от условий залегания газовые залежи подразделяются
на пластовые, массивные, литологически экранированные, тектонически
экранированные:
пластовые большей частью являются сводовыми, то есть, распо-
ложены в сводовых частях антиклинальных структур;
массивные образуются в коллекторах большой мощности и
стилаются подошвенными водами;
литологически экранированные образуются в толщах малопро-
ницаемых пород, когда в них имеются локальные пористые и проницаемые
линзы;
тектонически экранированные располагаются на крыльях антиклина-
лей и ограничены вверх по восстанию пласта тектоническими нарушениями.
Любая залежь характеризуется:
толщиной пласта - кратчайшим расстоянием между кровлей и
подошвой;
этажом газоносности - расстоянием от газоводяного контакта до
наивысшей точки кровли пласта газовой залежи;
внешним контуром газоносности - линией пересечения кровли
пласта с подошвенными водами;
внутренним контуром газоносности - линией пересечения подошвы
пласта с подошвенными водами;
размерами по большой и малой осям структуры;
площадью газоносности.
Последовательно сверху вниз располагаются
плотности пластовых флюидов.
Газовые месторождения классифицируются:
по сложности геологического строения:
а) месторождения сложного геологического строения, разбитые
тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющих изменчивый
характер продуктивных горизонтов;
б) месторождения простого геологического строения, продуктивные
пласты которых характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных
всей площади залежи;
газ, нефть, вода согласно
антиклинальным
под-
горизонтов по
11
по числу продуктивных горизонтов:
а) однопластовые;
б) многопластовые;
по числу объектов разработки:
а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, либо все залежи
объединяются в один объект разработки (самостоятельная сетка скважин);
б) многообъектные, когда выделяются несколько объектов разработки
(несколько самостоятельных сеток эксплуатационных скважин);
по наличию или отсутствию конденсата
в пластовом газе, то есть
по составу пластовых флюидов:
а) газовые месторождения - содержат легкие углеводороды парафинового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте.
Содержание метана (СН
) составляет 94-98% по объему;
4
б) газоконденсатные месторождения - содержат углеводороды парафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана
(C
) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления.
5H12
Содержание метана в пластовом газе составляет 70-90% по объему;
в) газонефтяные месторождения - имеют газовую шапку больших
объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 30-50%,
остальное - тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы;
г) газоконденсатнонефтяные - это газоконденсатные месторождения,
имеющие нефтяную оторочку,
д) газогидратные месторождения - содержат
газ в продуктивных
отложениях в твердом гидратном состоянии;
по фазовому состоянию флюидов:
а) однофазные насыщенные месторождения, в которых начальное пластовое давление (Р
дородов (Р
). В таких залежах при снижении давления сразу происходит
н.кон.
) равно давлению начала конденсации тяжелых углево-
пл.нач.
конденсация углеводородов (выпадение их в пласте в жидкую фазу);
б) однофазные ненасыщенные - месторождения, в которых начальное пластовое давление выше давления начала конденсации тяжелых углеводородов (Р
пл.нач.
>>Р
). При разработке таких месторождений тяжелые
н.кон.
углеводороды (конденсат) начинают выпадать только при достижении
величины давления начала конденсации;
в) двухфазные месторождения - газоконденсатные месторождения, у
которых начальное пластовое давление ниже давления начала конденсации и
часть углеводородов еще до разработки находится в пласте в жидком состоянии (Р
пл.нач.
<<Р
) При изотермическом снижении пластового давления про-
н.кон.
исходит дальнейшее выпадение тяжелых углеводородов. При значительном
снижении Р
, может происходить явление, обратное конденсации - испарение.
пл
По содержанию стабильного конденсата газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:
с незначительным содержанием стабильного конденсата -
до 10 см3/м3;
12
с малым содержанием стабильного конденсата -
от 10 до 150 см3/м3;
со средним содержанием стабильного конденсата -
от 150 до 300 см3/м3,
с высоким содержанием конденсата - от 300 до 600 см3/м
с очень высоким содержанием конденсата - свыше 600 см3/м
3
;
3
.
По дебитности скважин месторождения, залежи, объекты разработки
подразделяются на группы:
а) низкодебитные - до 25 тыс.м3/сут;
б) малодебитные - 25-100 тыс.м
в) среднедебитные - 100-500 тыс.м
г) высокодебитные - 500-1000 тыс.м
д) сверхвысокодебитные – от 1000 тыс.м
По величине начальных пластовых давлений залежи Р
3
/сут;
3
/сут;
3
/сут;
3
/сут;
пл.нач.
залежи
подразделяются:
а) низкого давления – до 60 кгс/см2;
2
б) среднего давления – 60-100 кгс/см
;
в) высокого давления - 100-300 кгс/см2;’
г) сверхвысокого давления – свыше 300 кгс/см
2
.
По величине запасов газа месторождения классифицируются на:
а) уникальные – свыше 500 млрд.м
б) крупные – 30-500 млрд.м
в) средние – 3-30 млрд.м
г) мелкие – 1-3 млрд.м
3
3
;
3
;
;
д) очень мелкие – до 1 млрд.м
3
;
3
.
3. РЕЖИМЫ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Источники пластовой энергии
Основными источниками пластовой энергии, под действием которых
газ притекает к забоям скважин, являются энергия напора пластовых вод,
энергия сжатого газа и энергия упругости сжатых пород и жидкостей. Установлено, что газовый пласт по всей площади представляет единую гидродинамически связанную систему. Поэтому эксплуатация скважин влияет не
только на
газовую залежь, но и на подстилающую ее водонапорную область
вплоть до границ пласта. Интенсивность напора пластовых вод определяется
объемом водоносного комплекса, проницаемостью водонасыщенных отложений. Запасы энергии сжатого газа в залежи зависят от величины начального
пластового давления. Важную роль в процессе движения газа в пласте играет
энергия упругости водонапорной системы.
Сами упругие изменения породы и
жидкости при снижении давления в пласте, отнесенные к единице их объема,
незначительны. Но так как объемы водонапорной системы могут быть
огромными, то упругая энергия пород и воды может оказаться существенным
фактором восполнения пластового давления газовой залежи.
13
В процессе движения газа в пласте чаще всего действуют одновременно все три названных источника пластовой энергии. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации газовой залежи
та или иная энергия может оказаться основной.
Режимы газовых залежей
Под режимом газовой залежи (режимом работы пласта) понимается
проявление доминирующей формы пластовой
энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе
разработки залежи.
Режим работы залежи зависит от:
геологического строения залежи;
гидрогеологических условий, протяженности водонапорной системы,
физических свойств газовых коллекторов;
темпа отбора газа из залежи;
методов поддержания Р
(газоконденсатные месторождения).
пл
В практике разработки газовых месторождений различают:
газовый режим (режим расширяющегося газа);
водонапорный режим.
Водонапорный режим подразделяется в свою очередь на:
упругий водонапорный;
жесткий водонапорный.
При газовом режиме или режиме расширяющегося газа единственной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия давления газа.
Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при снижении
давления в процессе разработки.
Объем порового пространства газовой залежи (газонасыщенный
объем) во времени разработки практически не меняется (Ωн = const). Водонапорный режим - это смешанный режим, так как приток газа к скважинам происходит как за счет энергии расширяющегося газа, так и за счет
продвижения пластовых вод в пределы газовой залежи. В этом случае за
счет внедрения пластовых вод в газовую залежь происходит уменьшение
газонасыщенного объема (Ωн ≠ const).
При отборе одних и тех же количеств газа из залежи Р
при водона-
пл
порном режиме всегда будет выше, чем при газовом. Жесткий водонапорный режим связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется
тем, что при эксплуатации залежи не только уменьшается объем газонасыщенной части пласта, но и полностью восстанавливается начальное
пластовое давление - Р
. Но это встречается очень редко.
пл
Упруговодонапорный режим имеет место, когда газовая залежь
находится в замкнутом водонапорном бассейне, то есть у бассейна отсутствует внешняя естественная «подпитка». При этом режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет расширения пород водоносных горизонтов и самой воды при падении давления в
залежи и в водона-
14
порном бассейне. Главным условием проявления обоих видов водонапорного режима (жесткого и упругого) является хорошая гидродинамическая
связь газонасыщенной части пласта с водоносной частью.
Продвижение воды в газовую залежь и подъем вследствие этого газоводяного контакта (ГВК) может привести к обводнению эксплуатационных скважин. Поэтому в эксплуатационных скважинах нижняя часть
эффективной мощности
пласта (обычно 10-30 м) не вскрывается бурением
или не перфорируется. Согласно статистике газовые месторождения в
начальный период эксплуатации разрабатываются преимущественно на газовом режиме. Проявление водонапорного режима обычно начинается после отбора из залежи 20-50% запасов газа.
В отличие от нефтяных залежей по газовым месторождениям коэф-
фициент газоотдачи значительно выше. Теоретически КГО
может быть равен единице. Практически он составляет обычно 0,9 - 0,95, так как часть газа оказывается «запечатанной» в результате подъема ГВК. Кроме того, газовое месторождение никогда не разрабатывается (из-за нерентабельности)
до Рпл = 1 кгс/см2, и часть газа остается в пласте неизвлеченной.
На практике встречаются месторождения, у которых водонапорный
режим проявляется с момента начала разработки, а ее завершение проходит
при высоком давлении в пласте (но газа уже нет, есть водоносные отложения с высоким пластовым давлением). До начала разработки газового месторождения можно только предполагать
возможность проявления того
или иного режима. Характер режима устанавливается по данным контроля
за разработкой месторождения. Контроль за продвижением в залежь воды и
обводнением скважин проводится различными способами, но, в основном,
с помощью методов промысловой геофизики.
Режим работы газовой залежи определяют графическим построением
зависимости средневзвешенного пластового давления газовой залежи Р
от суммарного отбора газа Q
(рис. 3.1).
доб(t)
пл
/z
Рис.3.1 – Зависимость пластового давления от отбора газа:
1-жесткий водонапорный режим; 2, 2а, 3 и 5 – разновидности водонапорного режима;
4 - газовый режим
15
Коэффициент z существенно влияет на достоверность определения режима работы. Если z не учитывать, то можно получить ложное представление
о водонапорном режиме, когда фактически имеется чисто газовый режим.
Это видно на рис. 3.2.
Рис.3.2 – Влияние коэффициента сверхсжимаемости на зависимость давления
в залежи от отбора газа:
1 – Зависимость P/z от Q, 2 – зависимость P от Q
Материальный баланс газовой залежи
Начальная масса газа в пласте равна сумме текущей (остаточной)
массы газа в пласте и массы извлеченного газа:
М
нач.
М
ост.
М
(3.1)
доб.
Выражая массу через объем и плотность, имеем:
нн
доб.
, (3.2)
ст
где ρн, ρt - начальная и текущая плотность газа в пластовых условиях;
,
Q
- газонасыщенный объем начальный и текущий;
н
- суммарное количество добытого газа, приведенное к стандартным
доб.
условиям.
Плотность газа в пластовых условиях определяется по уравнению
состояния реального газа:
Р
н
ст
ст
ТплР
Р
ТплР
нТст
, (3.3)
атн
Т
ст
. (3.4)
ат
16
Подставив оба выражения в предыдущее и решив его относительно
P
, получим выражение для определения текущего средневзвешенного
t/zt
пластового давления в зависимости от отбора газа:
Р
Р
нн
н
РатТ
доб.
пл
Т
ст
, (3.5)
здесь
н
(t), (*)
в
где
(t) – объем вторгшейся воды в залежь.
в
При чисто газовом режиме
(t) = 0, текущее средневзвешенное
в
пластовое давление определяется выражением:
Р
Р
РатТ
Т
стн
пл
доб.
, (3.6)
н
н
то есть падение давления при газовом режиме прямо пропорционально
суммарному отбору газа.
Подсчет запасов газа объемным методом и по падению пластового
давления
Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщенно-
го объема
, термодинамической характеристики залежи и характеристики
н
самого газа. Расчетная формула следующая:
Р
∙ср∙∙
зап.
г
РатТ
плТст
плн
. (3.7)
г
Для определения приведенных параметров бурится значительное
число разведочных скважин на месторождении с большим отбором керна
их продуктивных пластов, и затем строятся карты:
структурная (определяется S);
пористости (определяется среднее значение m),
эффективных мощностей (определяется h
емкостного параметра (mh
эф
).
cp
);
По отобранным пробам исследуют физико-химические свойства природного газа: состав, плотность, критические параметры Р
, Ткр, определя-
кр
ют начальное пластовое давление по карте изобар (средневзвешенное по
объему), пластовую температуру T
. Объемный метод применяется, в ос-
пл
новном, до разработки месторождения. Впоследствии запасы уточняются
при уточнении геологии залежи в процессе эксплуатационного бурения.
Метод подсчета запасов по падению давления применяют преимуще-
ственно в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме (н=
=const).
Расчетная формула известна:
зап.
Р
пл
пл
17
Р
пл.н.
∙
Р
пл
пл
. (3.8)
пл.н.
Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газонасыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Но точность метода зависит от точности определения средневзвешенного пластового
давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости
Рt/zt – Q
(t). как показано на рис. 3.3.
доб.
Рис.3.3 – Зависимость Рt/zt – Q
и изменение отбора газа из залежи Q(t) в процессе разработки (3)
(t) для водонапорного (1) и газового (2) режимов
доб.
Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15%
начальных запасов и затем ежеквартально уточняться.
4. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Задачи исследования скважин
Для технически и экономически целесообразной разработки того или
иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого
объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения газа.
На практике при исследовании газовых и газоконденсатных скважин и
пластов применяется сложный комплекс методов, различных по теоретической
основе и технологическому исполнению. Обычно по данным промысловых
исследований скважин определяют следующие параметры:
Геометрические характеристики пластов и залежей, в том числе
общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной мощностей пласта по площади и горизонтам, границы залежей, размеры экранов, положение контакта газ-вода и изменение этих параметров
в
процессе разработки.
18
Коллекторские и гидрогазодинамические свойства пластов (пори-
стость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления, температура) а так же
характер их изменения по площади и разрезу пласта.
Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность,
давление начала конденсации, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты
пластовых и конденсационных вод), условия образования и состав гидратов, и
изменение этих параметров в процессе разработки месторождения.
Предельный рабочий дебит газа и конденсата, который можно
получить из скважины, не разрушая пласт и без технических осложнений
при эксплуатации.
Термодинамические условия работы ствола скважины в процессе
эксплуатации.
Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с
забоя скважины, эффективность их отделения в наземном оборудовании,
исследование коррозионных свойств примесей.
Технологический режим работы скважины при наличии различных
факторов, таких, как разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта, многопластовость,
неоднородность залежи и многие
На газовых и газоконденсатных месторождениях имеются скважины,
вскрывшие водоносные пласты, которые также подлежат исследованию с целью определения параметров пласта в законтурной области, пластового давления и физико-химических свойств пластовой воды. Эти данные необходимы
при прогнозных расчетах вторжения воды в газовую залежь.
Методы исследования скважин.
Для изучения перечисленных параметров применяются геофизические,
газогидродинамические, лабораторные методы исследования. При ком-
плексном использовании эти методы дополняют друг друга, позволяют получить наиболее достоверные сведения и выяснить связь между отдельными
параметрами и факторами, влияющими на них.
Геофизическими методами исследуются отложения, в том числе продуктивные, непосредственно прилегающие к стволу скважины. В необсаженных скважинах с помощью геофизики выделяют газонасыщенные, водонасыщенные и нефтенасыщенные интервалы, кровлю и подошву продуктивного
пласта, определяют пористость, газонасыщенность, эффективную мощность,
положение контакта газ-вода и другие параметры.
Эти же параметры определяются ядерно-геофизическими
обсаженных скважинах в процессе разработки.
Существенным достижением промысловой геофизики является широкое применение дебитометрии и термометрии, с помощью которых в
эксплуатационных газовых скважинах под давлением выделяют работаю-
сжимаемости, влажность газов, характеристику
другие факторы.
методами в
19
щие интервалы, определяют дебиты отдельных интервалов, коэффициенты фильтрационного сопротивления, проницаемость, пьезопроводность и
другие параметры. Применяют:
нейтронный гамма-каротаж - НГК,
нейтрон-нейтронный каротаж - ННК,
гамма-каротаж - ГК,
импульсный нейтрон-нейтронный каротаж - ИННК.
Газогидродинамические методы исследования. Сюда относятся:
снятие после остановки скважины кривой восстановления давления
(КВД);
снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске
скважины в работу на определенном режиме;
снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между
и Q при работе скважины на различных режимах.
Р
заб
В каком бы состоянии скважина ни находилась, с нее всегда можно
получить информацию. Если она длительное время простаивает, то можно
определить пластовое давление, которое используется при обработке результатов исследования при стационарных и нестационарных режимах
фильтрации. Если она длительное время эксплуатируется, то ее
дебит используется при обработке последующей КВД. Если скважину только что
остановили, то снимается КВД, если только пустили в работу, то снимаются
кривые стабилизации давления и дебита.
Помимо основных параметров Р, t, Q замеряются межколонные давления и их изменения. Такие замеры позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины, перетоки газа в
вышележащие пласты.
Весь процесс исследования скважины должен фиксироваться во времени.
Лабораторные методы исследования. Сводятся в основном к изучению физико-химических свойств пластовых флюидов путем отбора соответствующих проб и последующего их лабораторного анализа. Эти данные необходимы для подсчета запасов газа и конденсата, оценки потерь
конденсата, определения товарных свойств продукции месторождения,
оценки количества вторгшейся воды в газовую залежь.
Параметры пласта
, изученные по керновому материалу, (пористость,
газонасыщенность, проницаемость) носят точечный характер и их трудно
распространить на все месторождение.
Имеющиеся методы получения информации о пласте и скважине
можно условно разделить на две группы:
Прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы
(керн) и продукцию пласта (пробы флюидов). К их числу также относятся
кавернометрия
, термометрия, газовый каротаж, изучение шлама.
Косвенные методы, изучающие физические свойства пласта и
получаемой продукции с помощью установления связи этих свойств с другими параметрами, измеряемыми различными методами: геофизическими,
термометрическими, газогидродинамическими.
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]