Скачиваний:
238
Добавлен:
27.01.2017
Размер:
607.53 Кб
Скачать

8

ГЛАВА

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ

ВНУТРИКОНТУРНЫМ ЗАВОДНЕНИЕМ

В современной стадии развития газовой промышленности эффективность использования ее сырьевой базы в значительной степени определяется достоверностью оценок запасов газа (а также других промышленно значимых компонентов) и прогноза режима их извлечения. Сложившаяся практика предусматривает:

оценку запасов газа объемным методом в процессе и по результатам геологоразведочных работ, а в некоторых случаях и по результатам разбуривания залежи в процессе ее разработки;

уточнение запасов газа методом падения давления на этапе опытнопромышленной эксплуатации и в процессе дальнейшей разработки месторождения;

прогноз основных показателей разработки на основе текущих оценок запасов газа, достигнутой продуктивности скважин и т.д.

При этом в расчетах не учитываются погрешности оценок запасов и продуктивности, а коэффициент газоотдачи принимается равным единице (или ограничивается с учетом планового давления забрасывания); вся залежь аппроксимируется газодинамически единой моделью на весь период разработки. Исключение составляют залежи, осложненные тектоническими нарушениями. В рамках такой газодинамической модели коэффициент газоотдачи не зависит от числа и расстановки добывающих скважин, а метод падения давления позволяет оценить начальные запасы газа в залежи.

Такая практика сложилась на основе опыта изучения залежей простого геологического строения и происходящих в них процессов фильтрации при извлечении газа. При этом показатели разработки сравнительно небольших месторождений в большинстве случаев прогнозируются удовлетворительно в на- чальных проектах разработки или корректируются при последующих работах. Фонд добывающих скважин обычно уточняется по данным опытнопромышленной эксплуатации в предположении, что текущие оценки запасов и продуктивности соответствуют фактическим.

Проведенные в последнее время исследования показали, что принятые в практике разработки представления о газовых залежах в процессах извлечения

739

газа являются весьма приближенными и обусловливают неоптимальное использование сырьевой базы. Это обусловлено следующим.

В основном запасы газа, определенные объемным методом, систематически занижены по отношению к фактическим не менее чем на 15 %. То обстоятельство, что погрешности оценки запасов газа объемным методом (а также и продуктивности скважин), как правило, не определяются, но являются весьма большими (в запасах в среднем не менее 30 %, в оценках продуктивности еще больше), не позволяет обосновать завершенность геологоразведочных работ и выбрать оптимальную систему разработки.

Принимаемые газодинамические модели залежей аналитических методов проектирования позволяют весьма приближенно прогнозировать показатели разработки из-за их несоответствия реальным объектам. В рамках этих моделей прогноз по существу определяется не потенциально извлекаемыми запасами газа, а текущими дренируемыми при принятой системе разработки. Фактиче- ские запасы газа остаются неизвестными, что не стимулирует создание более совершенных систем разработки, но всегда приводит к неучтенным потерям сырья, так как газоотдача реальных залежей практически не может быть равной единице.

Из факторов, обусловливающих необходимость и возможность совершенствования системы использования сырьевой базы, в настоящее время наиболее исследовано влияние газонасыщенных пород, в которых фильтрация газа происходит с начальным градиентом давления. Установлено, что такие породы не только содержат извлекаемые запасы газа, но и в большинстве случаев определяют газодинамическую связь между различными частями залежи. Газоотдача, а также некоторые технико-экономические показатели (время ввода ДКС, суммарная добыча газа в период постоянного отбора и т.д.) существенно зависят от системы разработки и в первую очередь от расстановки добывающих скважин и режима извлечения.

Проведенные оценки показали, что фактические коэффициенты конечной газоотдачи из таких месторождений, как Газли (горизонт IX), Вынгапуровское, Медвежье, Северо-Ставропольское, оказываются ниже проектных (при одних и тех же давлениях забрасывания) на 10—15 %; еще более значительные расхождения в расчетах коэффициента газоотдачи имеют место для залежей, сложенных карбонатными отложениями. Из последних наиболее исследовано Оренбургское месторождение.

Значительная доля газа при принятых системах разработки может быть добыта лишь в период падающей добычи. В этот период обычно добывается суммарное количество газа, существенно большее, чем планировалось в проектах разработки. Наглядным примером может служить история разработки Шебелинского месторождения.

Ограниченность использования фильтрационной модели обусловливает существенные недостатки применяемых систем разработки, базирующихся на ней. Основной из них – зоны и пропластки, запасы в которых плохо дренируются. В результате необходим преждевременный ввод ДКС.

Значимость ошибок в оценках начальных запасов газа объемным методом можно проиллюстрировать данными по сеноманской залежи Уренгойского месторождения. Уточненная оценка запасов (примерно в 1,5 раза больше) обусловила целесообразность существенного изменения плана добычи, для этих уточ- нений практически не потребовались дополнительные геологоразведочные работы, а лишь использование более совершенных методов исследования залежей с учетом их неоднородности.

740

Уточненные представления о строении залежей и происходящих в них процессах при извлечении газа позволяют сделать следующие основные выводы.

Газовые залежи применительно к планированию системы извлечения целесообразно аппроксимировать блочной фильтрационной моделью, в которой разные части залежи — блоки разделены породами с начальным градиентом давления при фильтрации газа. Число и расположение блоков определяются как условиями осадконакопления, так и текущим пластовым давлением.

В силу блочного строения залежей система расстановки скважин должна приниматься с учетом вероятного конечного коэффициента газоотдачи; последний максимален, если добывающие скважины расположены во всех значимых по запасам блоках. В большинстве случаев суммарное число добывающих скважин в сходных геолого-промысловых условиях не увеличится по отношению к принятому в настоящее время, если обеспечить потенциальную продуктивность скважин. Большой опыт работ по восстановлению продуктивности скважин накоплен на месторождениях Газли, Оренбургское и др.

Метод падения давления целесообразно использовать лишь для оценки дренируемых запасов, потенциально извлекаемые запасы должны оцениваться объемным методом, а коэффициент газоотдачи должен обосновываться техни- ко-экономическими расчетами.

Установленная блочность строения залежей обусловливает высокую перспективность применения на газонефтяных залежах систем разработки с поддержанием пластового давления внутриконтурной направленной закачкой воды. При этом заведомо не будет прорывов воды в добывающие скважины, если закачка воды и отбор газа ведутся в разных блоках.

8.1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В настоящее время в СНГ все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения, что обусловливает:

низкие коэффициенты конденсатоотдачи из-за ретроградных потерь конденсата в пластах;

большие затраты на подготовку газа к дальнему транспорту из-за необходимости строительства ДКС;

ограниченность периода постоянной добычи газа.

Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см33) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи ηê возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев ηê ≤ 60 %. Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата.

Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки. Остановимся на некоторых из них.

741

Коэффициент газоотдачи при эксплуатации месторождений в режиме истощения существенно зависит от геологических особенностей месторождений и прежде всего от активности контурных вод, а также от экономикогеографических факторов. Опыт эксплуатации газовых месторождений в США показывает, что средний коэффициент газоотдачи ηã при газовом режиме разработки равен 0,85. Следует отметить, что эти данные получены для мелких месторождений, расположенных вблизи потребителя, и поэтому они близки к предельным. Из факторов, влияющих на ηã, особенно следует отметить удаленность месторождения от потребителя, что обусловливает давление забрасывания.

В условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи обычно понижается: есть данные, что минимальные значения его в гранулярных пластах могут составить около 0,45, т.е. быть на уровне доли активного газа ПХГ. В СНГ имеется ряд месторождений с активной водонапорной системой, в которых конечные значения ηã находятся на уровне 0,5 (некоторые месторождения Краснодарского края, Волгоградской области) или близки к нему. Вместе с тем есть месторождения, на которых при проявлении упруговодонапорного режима, судя по литературным данным, получены или планируются значения ηã на уровне 0,8 и выше. В пластах с вторичной пористостью, и прежде всего в трещиноватых, ηã в среднем ниже.

Однако приводимые в литературе высокие значения коэффициентов газоотдачи при проявлении водонапорного режима часто обусловлены тем, что рас- чет ηã проводят по отношению к промышленным запасам газа, рассчитанным объемным методом. Последние же, как показал специальный анализ 122 залежей, для которых запасы были с высокой надежностью определены по падению давления, систематически занижены примерно на 15 % по отношению к факти- ческим и характеризуются случайной погрешностью на уровне 30 %.

Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи — нерегулируемое избирательное обводнение.

Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа при газовом режиме практически не превышает 60 % геологических запасов газа. Примерами могут служить данные по месторождениям СевероСтавропольскому, Газли, Шебелинскому, Некрасовскому, Майкопскому, Джаркак, Карабаир, Северный Мубарек, Волгоградского и Астраханского Поволжья и другим и плановые показатели по месторождениям Уч-Кыр, Шахпатых, УртаБулак, Кандым и др. Если учесть, что в период нарастающей добычи в ряде случаев извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа.

При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Так, на Ленинградском месторождении в период постоянной добычи было извлечено примерно 40 % начальных запасов газа.

При проявлении естественного водонапорного режима практически невоз-

742

можен долгосрочный прогноз показателей разработки, что особенно недопустимо при эксплуатации крупных газоконденсатных месторождений. Так, например, по Ленинградскому месторождению согласно проекту разработки предполагалось сохранить до 1973 г. годовую добычу газа на уровне не менее 3 % на- чальных запасов газа, но в 1972 г. фактическая добыча была менее 1 %, а в 1973 г. — менее 0,5 %, т.е. соответственно в 3 и 6 раз ниже проектной. Следует отметить, что столь существенное расхождение обусловлено трудностями прогноза, а не случайными ошибками в проекте, который полностью соответствовал уровню развития теории эксплуатации газовых залежей на период его составления.

Таким образом, при проектировании классической системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на ηã = 50–60 % геологических запасов газа. Для уникальных и одиночных месторождений это обусловливает необходимость ориентироваться при технико-экономических расчетах на оценку максимальной годовой добычи в период постоянной добычи практически также лишь 50 % от геологических запасов газа, поскольку недозагрузка магистральных газопроводов большой протяженности в проектный срок их эксплуатации приведет к резкому повышению приведенных затрат на газ, добываемый из таких месторождений. В связи с этим, с одной стороны, возникает проблема доразработки месторождений на режиме падающей добычи; эта проблема будет особенно существенной для наиболее удаленных и крупных месторождений, с другой стороны, создаются объективные предпосылки к длительной консервации газа и установлению годовых отборов на уровне, не превышающем 3 % начальных. Такие отборы не всегда оптимальны и для получе- ния высокого коэффициента газоотдачи.

Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.

К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации газа при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна наличию начального градиента давления ν. Иначе говоря, фильтрация происходит таким образом, что при градиентах давления, меньших по абсолютной величине, чем ν, движение практически отсутствует. Проявление начального градиента давления при фильтрации неньютоновских нефтей в пластах, а также воды в глинистых породах и грунтах известно уже довольно давно. В последние годы была обнаружена нелинейность фильтрации не только воды, но и газа в глинистых породах, содержащих большое количество связанной (остаточной) воды. Эта вода, образуя с глинистыми частицами коллоидный раствор, перекрывает поровые каналы, увеличивая сопротивление фильтрации газа. С ростом градиента давления происходит перестройка коллоидных слоев

743

около частиц глины, и скорость фильтрации возрастает непропорционально быстро, т.е. закон фильтрации имеет вид, характерный для псевдопластичных жидкостей. При большом количестве связанной воды возможно проявление начального градиента давления. Имеются промысловые наблюдения, подтверждающие наличие этого эффекта в реальных условиях разработки газовых месторождений и ПХГ. Например, продуктивный горизонт X месторождения Газли состоит из отдельных пачек, разделенных прослоями глины. Пачка 6 отделена от пачек 1—5, составляющих единую гидродинамическую систему, слоем глинистых пород с минимальной толщиной 3 м. Газонасыщенность этого прослоя составляет около 20 %. Начальные пластовые давления составляли в 1— 5-й пачках 8,2 МПа, в 6-й — 9,6 МПа. Пачка 1 интенсивно разрабатывалась, а пачка 6 была вскрыта лишь одной скважиной. При этом падение пластового давления в пачках 1—5 и 6 было одинаковым, хотя разность давлений сохранялась. Это заставляет предположить, что гидродинамическая связь между пачками установилась лишь после снижения давления в пачках 1—5 на некоторую величину, т.е. в прослое между ними фильтрация газа происходит с начальным градиентом, составляющим n 0,1 ÌÏà/ì.

Наличие начального градиента при фильтрации газа приводит к снижению как газо- и конденсатоотдачи, так и дебитов скважин вследствие образования застойных зон, иногда очень обширных, где газ неподвижен из-за недостаточного градиента давления. Влияние начального градиента давления в ходе разработки газовых и газоконденсатных месторождений осложняется тем, что на- чальный градиент в значительной степени зависит от водонасыщенности и эффективного давления, т.е. от разности между горным и внутрипоровым давлением. С ростом водонасыщенности начальный градиент давления при фильтрации газа через глинизированную породу значительно возрастает. Он отличен от нуля только при водонасыщенности больше некоторой предельной. Зависимость начального градиента от эффективного давления на образец показана на рис. 8.1, из которого видно, что с ростом эффективного давления начальный градиент увеличивается.

Отмеченные зависимости необходимо учитывать при оценке влияния режима разработки на газоотдачу в связи с нелинейностью закона фильтрации и начальным градиентом. Разработка месторождений в режиме истощения происходит при больших градиентах, чем в случае внутриконтурного заводнения, в связи с чем часть застойных зон по мере снижения пластового давления и рос-

Рис. 8.1. Зависимость начального градиен-

та давления ν от эффективного давления на образец σýô

744

та градиента начинает дренироваться. Однако, с другой стороны, при снижении пластового давления возрастает эффективное давление, действующее на пласт, что, как уже отмечалось, приводит к росту начального градиента в малопроницаемых прослоях. Рост начального градиента для газа в ходе разработки может привести к тому, что малопроницаемые прослои превратятся в непроницаемые и будет отключаться и перестанет дренироваться часть коллектора.

Эффекты начального градиента можно проиллюстрировать на примере ПХГ, созданных в истощенных пластах, в которых активный газонасыщенный объем при давлении оказался существенно (в 2 раза) меньше начального и восстанавливался при увеличении пластового давления до величин, близких к на- чальному.

Наконец, при нерегулируемом или плохо регулируемом обводнении часть малопроницаемых прослоев может преждевременно обводниться и в них возникнет начальный градиент для газа. Такая опасность существует как при естественном, так и при искусственном обводнении и указывает на необходимость тщательного изучения разреза для контроля за разработкой.

Проявление естественного водонапорного режима при избирательном обводнении на фоне указанных явлений приводит к еще большему снижению коэффициента газоотдачи в результате образования недренируемых целиков газа по площади залежи, специальное разбуривание которых в большинстве случаев малоэффективно, так как вновь пробуренные скважины быстро обводняются. Последнее проявилось и при разработке месторождений Краснодарского края (например, Ленинградское месторождение).

Все это вызывает необходимость повышения эффективности системы эксплуатации газовых и особенно газоконденсатных месторождений.

В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см33 наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см33 и при запасах газа от 10 млрд. м3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие:

большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;

большие эксплуатационные затраты; понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и на-

земного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.

Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Одним из приемлемых методов поддержания пластового давления можно считать закачку воды. Возможность задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как результаты ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований показывали, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. При этом считалось, что коэффициент извлечения газа не превысит 50 %, т.е. будет примерно соответствовать реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, раз-

745

личающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой воды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.

Проведенные в последние годы экспериментальные, теоретические и в небольшом объеме промысловые исследования показали, что при искусственно регулируемом заводнении некрупных газовых и газоконденсатных залежей имеется принципиальная возможность обеспечить более высокие коэффициенты газо- и тем более конденсатоотдачи, чем при эксплуатации месторождений на режиме истощения, даже при газовом режиме за счет регулирования процесса заводнения.

8.2. НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ МЕХАНИЗМА ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ

В результате проведенных советскими и зарубежными учеными лабораторных исследований процесса вытеснения газа водой в пористых средах установлено, что в таких средах отсутствует поршневое вытеснение газа водой, при этом остаточная газонасыщенность может изменяться в широких пределах (15— 50 %).

Анализ работ по исследованию механизма вытеснения газа водой показал, что общепринятой точки зрения о количестве защемленного газа, основанной на убедительных экспериментальных данных, практически не существует. К наиболее качественным экспериментам можно отнести исследования, проведенные во ВНИИГазе А.Л. Хейном. Поэтому была выполнена специальная программа экспериментов по вытеснению газа водой в различных условиях методом физического моделирования.

Газо- и конденсатоотдача пластов зависят от множества природных и технологических факторов. Вследствие этого, а также ввиду недостаточной информации о неоднородности и фильтрационно-емкостных характеристиках пластов метод физического моделирования применялся в основном для того, чтобы исследовать влияние некоторых основных факторов на газоотдачу и распределение насыщенности в пласте при вытеснении газа водой.

Задача была сведена к исследованию влияния на процесс вытеснения газа водой трех безразмерных критериев подобия:

1)безразмерной скорости вытеснения ul/D2;

2)гидродинамического подобия структур пористых сред D2/a2;

3)начальной водонасыщенности пласта S0,

ãäå u — скорость вытеснения; l — характерный размер пласта; D — капилляропроводность (скорость капиллярной пропитки) исследуемого образца пористой

746

 

σcos θ

k

µ; σ — поверхностное натяжение; θ — угол смачивания;

среды; a =

 

 

 

m

 

k — проницаемость; m — пористость; µ — вязкость воды.

Параметры ul/D2 è D2/a2 позволяют оценивать количественно соотношение сил, действующих в пласте, и детальнее, чем это делалось ранее, дифференцировать пористые среды по их структурным свойствам.

В опытах использовались линейные микрооднородные модели пласта из насыпных материалов (смесь кварцевого песка с маршаллитом). Газ вытесняли при поддержании постоянной скорости закачки и постоянного давления (17,5 или 20 МПа) в газовой зоне. Было установлено, что при фиксированном значе- нии D2/a2 è S0 = 0 коэффициент конечной газоотдачи ηã является немонотонной функцией ul/D2, которая имеет очень пологий максимум при ul/D2 ≈ 5 (ðèñ. 8.2).

При поддержании оптимальных условий вытеснения (ul/D2 ≈ 5) в пористых средах с существенно различным гранулометрическим составом защемляется разное количество газа, так что предельная остаточная газонасыщенность σîñò изменяется в пределах 10—30 % объема пор, уменьшаясь с ростом D2/a2 (рис. 8.3). Коэффициенты газоотдачи при S0 ≠ 0 áûëè íèæå, ÷åì ïðè S0 = 0, но общий характер зависимости газоотдачи от ul/D2 сохраняется.

Визуально было установлено, что остаточная газонасыщенность σîñò существенно зависит от процессов, протекающих в зоне переходной насыщенности на фронте вытеснения. При определенных динамических условиях здесь наблюдается формирование целиков газа, которые в дальнейшем остаются неподвижными. Вследствие этого газонасыщенность за фронтом вытеснения возрастает. Несмотря на относительно небольшие размеры, целики газа явно выходят за пределы масштаба неоднородности пористой среды, поэтому образование целиков следует рассматривать как нарушение однородности потока по насыщенности.

Наблюдения за изменением эффективных фильтрационных сопротивлений при различных скоростях вытеснения позволили установить, что существуют две области динамических условий вытеснения, для которых конечная газоотдача должна быть ниже предельного значения, связанного со структурой пористой среды. В области низких скоростей вытеснения имеет место капиллярная

Рис. 8.2. Зависимость коэффициента конечной

Рис. 8.3. Зависимость остаточной газонасы-

газоотдачи ηã îò ul/D2

щенности σîñò îò D2/a2

 

747

дисперсия фронта, предопределяющая тенденцию к образованию целиков. При высоких скоростях вытеснения возникают условия для вязкостной дисперсии, что также обусловливает повышенное защемление газа в пористой среде. Условие ul/D2 ≈ 5 соответствует оптимальному соотношению между капиллярными и вязкостными силами.

Зависимость полноты вытеснения от начальной водонасыщенности обусловлена, с одной стороны, тем, что капилляропроводность при S0 ≠ 0, как установлено экспериментально, выше, чем при S0 = 0. С другой стороны, остаточная вода способна вызывать неоднородность пористой среды по насыщению в микромасштабе. Оба этих фактора интенсифицируют дисперсию вытесняемого газа, следствием чего является повышенная остаточная газонасыщенность.

Исследования подвижности газа в обводненной зоне пласта показали, что целики газа оказываются окруженными средой, практически не проводящей газ. Движению целиков газа препятствует капиллярное давление. При этом пористая среда, естественно, может содержать больше защемленного газа, чем это предопределяется стандартными функциями относительных проницаемостей.

В случае вытеснения газа водой в слоистых пластах при движении воды по напластованию конечная газоотдача уменьшается. Экспериментальное исследование этого процесса на моделях двухслойных пластов позволило установить, что механизм обводнения существенно зависит от динамических условий, а также от соотношения толщин и проницаемостей слоев. При больших значениях параметра πσ, определяющего соотношение градиентов капиллярного и приложенного давлений, наблюдается стабилизированное движение границы раздела газ — вода. При малых значениях πσ возникает тенденция к ускоренному продвижению воды по высокопроницаемому слою, что соответственно понижает коэффициент охвата пластов заводнением (рис. 8.4). Тенденция к селективному обводнению пластов проявляется тем значительней, чем меньшую относительную толщину имеет высокопроницаемый слой и чем больше различаются пропластки по проницаемости.

Результаты исследований механизма вытеснения газа водой и движения раздела газ — вода в неоднородных пластах дают основания полагать, что в каждом конкретном случае при высокой степени изученности геологического строения объекта эксплуатации существует принципиальная возможность выбора оптимального режима заводнения, обеспечивающего максимальную газоотдачу.

Для повышения газоотдачи пластов, подвергающихся заводнению, можно использовать упругую энергию остаточного газа. Защемленный газ сохраняет долю энергии, которая тем значительнее, чем выше остаточная газонасыщенность. Реализовать ее можно снижением пластового давления, что можно осуществить, например, по следующим вариантам.

1. Заводнение ведется по программе, предусматривающей непрерывное снижение пластового давления в газоконденсатной зоне. При этом можно рас- считывать на два эффекта. Во-первых, за счет снижения давления будут снижаться масса газа, защемляющегося на фронте вытеснения. Во-вторых, благодаря расширению остаточного газа в обводненной зоне последний может приобретать подвижность и перетекать через фронт воды. Оба эти фактора, очевидно, способствуют повышению конечной газоотдачи.

2. Программой заводнения предусматривается полное поддержание давления на первом этапе разработки, который заканчивается при сохранении в пре-

748

Соседние файлы в папке 2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г