Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
Вопросы для самопроверки
1. Определение газовой залежи, газового месторождения.
2. Что такое кровля, подошва, толщина газовой залежи?
3. Определение пластового, горного и давления кондансации.
4. Классификация месторождений.
21
3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
План
3.1. Виды режимов работы газовых залежей.
3.2. Определение режима работы газовой залежи.
3.3. Графическое определение режима работы газовой залежи.
3.1. Виды режимов работы газовых залежей
Преобладающая сила (энергия) пласта, вызывающая филь-
трацию газа в пласте и приток его к забою, это и есть режим
разработки [1, 2].
Основные режимы работы газовых и газоконденсатных за-
лежей – газовый и водонапорный.
Режим в значительной степени предопределяет условия
разработки залежи, коими являются, например, темп падения
пластового давления, снижение дебита, степень и характер изменения насыщения коллекторов, обводненность продукции.
Основные природные факторы, от которых зависит режим
разработки залежи:
– геолого-геофизическая характеристика пласта;
– гидрогеологические параметры, а именно: соотношение
размеров газоносной и водоносной частей, активность водонапорного бассейна;
– литологическая неоднородность и изменчивость коллекторов по площади и разрезу;
– наличие тектонических нарушений.
Что представляет собой газовый режим? При проявлении
газового режима, газонасыщенный поровый объем залежи остается неизменным, движущей или преобладающей силой является энергия расширяющегося газа. Кроме того, если залежь глубокая, то проявляются еще упругие силы породы коллекторов,
но это влияние не очень большое.
Одним из важнейших условий проявления газового режима
является либо отсутствие пластовых вод, либо их пассивность.
Внедрения пластовой воды практически не происходит.
22
Что такое водонапорный режим? При проявлении водонапорного режима, газонасыщенный поровый объем залежи
уменьшается, газ замещает вода. Преобладающей силой является энергия напора пластовых вод (подошвенных или краевым).
Одним из признаков проявления водонапорного режима является внедрение пластовых вод, их активность. Скважины обводняются в процессе эксплуатации.
Существует упруговодонапорный и жесткий водонапорный
режим. Первый проявляется за счет упругих сил воды и энергии
расширяющегося газа.
При жестком режиме происходит активное внедрение в
залежь пластовых вод, в связи с чем практически не происходит
падения пластового давления. Отбор газа полностью замещается
поступающей в залежь водой. В этом случае дебиты газа скважин остаются высокими практически до полного обводнения.
Причем газоводяной контакт при жестком режиме поднимается
фронтально. Если залежь по типу пластовая сводовая, с сухим
полем, то напор идет от краевых вод, но тоже подъем происходит горизонтально.
В отличие от жесткого при упруговодонапорном режиме
полного замещения отбора внедряющейся водой не происходит.
Зачастую вода поступает в залежь избирательно, по наиболее
проницаемым прослоям. И в первом и во втором случаях объем
газонасыщенного порового объема, как и газонасыщенная толщина пласта, уменьшаются, но в разной степени.
Наиболее распространенным считается упруговодонапорный режим.
Гидродинамическая связь между газонасыщенной частью
пласта и водонапорным бассейном является основным условием
проявления водонапорного режима.
В большинстве случаев на начальном этапе разработки проявляется газовый режим. Этот период длится по-разному,
в среднем он продолжается до отбора от 10 до 20 % запасов газа.
В малых по запасам залежах и большим преобладанием
размеров водонапорного бассейна над размером газонасыщенной части, водонапорный режим может проявляться в самом
начале разработки.
23
Иногда на режим разработки оказывают влияние перетоки
газа между пластами в многопластовом месторождении.
3.2. Определение режима работы газовой залежи
Пока месторождение не вступило в разработку, режим работы можно ориентировочно определить по аналогии с месторождениями схожего типа по геологическому строению, гидрогеологическим параметрам водонапорной системы, коллекторским свойствам пласта, по составу флюида и др.
, (3.1)
где – начальный, текущий и добытый объем газа.
Или
, (3.2)
где рн и рт – начальное и текущее пластовые давления, МПа;
н, т – начальный и текущий газонасыщенные поровые объе-
мы, м3;
, (3.3)
. (3.4)
. (3.5)
3.3. Графическое определение режима работы газовой
залежи
Характер зависимости приведенного пластового давления
от накопленного отбора газа позволяет определить режим работы залежи (рис. 3.1).
24
Рис. 3.1. Изменение приведенного пластового давления
от накопленного отбора газа при различных режимах разработки.
Режимы: 1 – газовый, 2 – водонапорный жесткий,
3 – газоводонапорный, 4 – перетоки газа, 5 – зависимость текущего
Рпл от добытого газа
Если зависимость ложится на линию, соединяющую точку
начального пластового давления на оси ординат с точкой
начальных запасов газа на оси абсцисс, то это указывает на проявление газового режима [2].
Если фактическая зависимость располагается параллельно
или почти параллельно оси абсцисс, то это говорит о проявлении водонапорного режима, близкого к жесткому. То есть падение пластового давления практически полностью компенсируется за счет внедрения в залежь воды (кривая 2).
Если по мере истощения газовой залежи какая-то часть
энергии компенсируется продвижением в залежь воды, то такой
режим можно определить как упруговодонапорный (кривая 3).
Это объясняется небольшим внедрением воды в газовую залежь
в начале разработки.
Вопросы для самопроверки
1. Понятие о режиме работы газовой залежи.
2. От чего зависит режим работы газовой залежи?
3. Основные характеристики режимов работы газовой залежи.
25
4. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА.
ГАЗООТДАЧА ПРИ РАЗРАБОТКЕ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
План
4.1. Подсчет запасов газа объемным методом.
4.2. Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления.
4.3. Виды запасов газа.
4.1. Подсчет запасов газа объемным методом
Запасы газа оцениваются по параметрам, характеризующим
геологическое строение, свойства флюидов, объем газонасыщенного порового пространства.
Параметры: пористость, давление, температура, коэффициент сверхсжимаемости, коэффициент газонасыщенности – это
величины переменные.
Для подсчета запасов объемным методом требуется большое количество как расчетов, так и картографического материала. При этом из этого материала выводятся средние параметры,
которые зачастую бывают либо занижены, либо завышены.
4.2. Подсчет запасов газа по методу падения пластового
давления
Газовый режим. Месторождения однопластовые
При методе падения пластового давления (МППД) применяется уравнение материального баланса (формула (3.2)).
Если месторождение состоит из нескольких пластов, то
учитывается переток газа, при стандартных условиях (СУ).
В случае притока извне – со знаком минус, если происходит отток – со знаком плюс.
, (4.1)
26
Потенциальные начальные запасы газа определяют по фор-
,
...кр
прп
р
р
P
,
...кр
прп
T
T
T
муле (3.5), а при рт = 0
. (4.2)
Коэффициент α можно определить по методу наименьших
квадратов.
Корректно оценивать запасы газа по МППД можно после
периода отбора газа. Должно пройти несколько лет, чтобы исходные данные для построения зависимости были достоверными и достаточными.
Как отмечалось в предыдущих лекциях, только после отбора 10 %, а лучше 20 % можно судить о проявлении того или
иного режима разработки, так как при упруговодонапорном режиме первые несколько лет залежь разрабатывается преимущественно при газовом режиме.
Приведем пример оценки запасов по МППД по одному из
месторождений Северного Кавказа.
Постановка задачи: рассчитать приведенное пластовое давление на каждый год разработки, построить график зависимости
приведенного пластового давления от накопленного отбора газа.
Определить режим разработки газовой залежи.
Методика проведения расчетов
1. Определяем псевдоприведенный параметр пластового
давления и температуры на каждый год разработки по формулам:
где Р и Т – рабочие давление и температура; Ркр и Ткр – критические давление и температура, которые определяем по относительной плотности газа (по табл. 4.1).
Принимаем, что пластовая температура Т остается неизменной за 10 лет разработки. Поэтому определяем Тп.пр только
один раз.
2. По графику Брауна (рис. 4.1) определяем коэффициент
сверхсжимаемости для каждого Р.
27
Таблица 4.1
Относительная
плотность
Ркр
Ркр
Ткр
Ткр
для г.м.,
кгс/см2
для г.к.м.,
кгс/см2
для г.м.,
К
для г.к.м.,
К
0,50
47,171
42,207
180,285
179,837
0,51
47,167
47,184
182,029
181,522
0,52
47,150
47,162
183,774
183,190
0,53
47,139
47,139
185,518
184,842
0,54
47,127
47,116
187,262
186,477
0,55
47,115
47,093
189,006
188,097
0,56
47,103
47,069
190,751
189,700
0,57
47,070
47,045
191,495
191,287
0,58
47,077
47,021
194,239
192,857
0,59
47,064
46,996
195,984
194,412
0,60
47,050
46,971
197,728
192,950
1
Критические параметры по относительной плотности газа
3. После определения Z1, Z2 и т. д. до Z10, заносим парамет-
ры в табл. 4.2.
4. Определяем на каждый год приведенное пластовое дав-
ление 1, 2 и т. д. до10 (Р/Z) и также заносим в табл. 4.2.
5. Определяем накопленный отбор газа на каждый год Q
Q
и т. д. до Q
нак2
6. Строим график в координатах: Р/Z от Q
, заносим в табл. 4.2.
нак10
(рис. 4.2).
нак
нак1
7. По полученной зависимости определяем режим разра-
ботки.
8.1 Определяем запасы газа по методу падения пластового
давления и сравниваем с начальными запасами, подсчитанными
объемным методом.
зап
= Р
*
0×Qнак
Q
/(Р
*
– Р
0
*
).
т
Фактическая зависимость приведенного пластового давления от накопленного отбора газа (рис. 4.2) показывает, что газовая залежь 1 разрабатывается при проявлении водонапорного
режима разработки близкого к жесткому. Газоотдача на конец
расчетного периода (10 лет) составляет 79,2 %, при этом пласто-
,
Только для газового режима.
28
вое давление снизилось на 13,4 %, а приведенное Р
14,7 %).
*
т10
– на
Рис. 4.1. Коэффициенты сверхсжимаемости углеводородных газов,
в зависимости от приведённых параметров
4.3. Виды запасов газа
Запасы бывают потенциальные (геологические) и извлекаемые.
Извлекаемые запасы газа отличаются от геологических на
коэффициент газоотдачи (отношение извлекаемого количества
29
газа Qи к общему количеству газа в пласте до начала эксплуата-
Дата
Накопленный
отбор газа, млн
м
3
Пластовое
давление, МПа
Коэффициент
сверхсжимаемости
Приведенное
пластовое
давление, МПа
Снижение
приведенного
пластового
давления, МПа
Запасы газа по
МППД, млн м
3
0
7,10
0,894
7,94
1
1,3
7,05
0,895
7,88
0,1
2 8,6
6,94
0,896
7,75
0,2
3 12,5
6,83
0,898
7,61
0,3
4 36,7
6,65
0,900
7,39
0,6
5 61,0
6,53
0,902
7,24
0,7
6
85,9
6,25
0,906
6,90
1,0
7
101,7
6,18
0,907
6,81
1,1
8 103,8
6,17
0,907
6,80
1,1
9 104,6
6,16
0,907
6,79
1,2
10
105,4
6,15
0,908
6,77
1,2
-
Примечание: проявляется водонапорный режим разработки, поэтому расчет
запасов газа по МППД некорректен.
ции Q):
, (4.3)
где Q0 – остаточные запасы газа в пласте; р0 – минимальное
остаточное давление в пласте (р0=0,103*еs при устьевом давлении ру=0,103 МПа, s = 0,03415*(L/Tcpzcp).
Таблица 4.2
Расчет приведенного пластового давления
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]