2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 7

рации необходимо очень большое время, соизмеримое, а иногда (для крупных месторождений) превышающее срок разработки залежи. Поэтому внедряющаяся вода «не успевает» полностью замещать объем добываемого газа. Это можно показать на примерах реальных месторождений. Например, по Челбасскому газоконденсатному месторождению начало обводнения контурными водами было зафиксировано в сентябре 1961 г. (т.е. год спустя после его ввода в разработку) по обводнению скв. 21. Отклонение от линии газового режима наблюдается при отборе 5 109 ì3 газа (рис. 7.41). Такой отбор был достигнут в 1964 г., т.е. 4 года спустя после начала разработки месторождения. Это можно объяснить тем, что до 1964 г. объем внедрившейся в залежь воды вследствие инерционности водоносного бассейна был намного меньше порового объема «освобождаемого» добываемым газом.

Расчеты показали, что через 3 года эксплуатации освобождающийся поровый объем составил 2,13 107 ì3, а объем внедрившейся воды — 0,84 106 ì3 при радиусе водоносного пласта, равном 3,35 104 м. Это подтверждает предположение о запаздывании внедрения воды в залежь вследствие инерционности водоносного бассейна. Подобный эффект можно объяснить наличием начального градиента давления между водоносной областью и газовой залежью. Однако анализ данных эксплуатации ряда газовых месторождений показал, что начальные градиенты давлений при этом достигают нереально больших значений.

Таким образом, проведенный анализ свидетельствует, что изменение давления в газовой залежи определяется не только суммарным отбором, но и интенсивностью отбора в каждый момент времени. Следует заметить, что на ха-

711

Рис. 7.41. Зависимость средневзвешенного пластового давления от суммарного отбора газа для Челбасского месторождения

рактере зависимости давления от отбора может сказаться и способ размещения скважин, но, скорее, не непосредственно, а через оценку среднего давления. Другими словами, зависимость между давлением и отбором не является двухпараметрической, и ее следует представлять в виде ð = f(Qäîá, dQäîá/dt) èëè æå ð = f1(Qäîá, dð/dt). Это означает, что в число основных факторов, определяющих процесс разработки месторождения, необходимо включать также параметр, который условно можно назвать «темпом» разработки. За этот параметр, который, естественно, может быть и переменным во времени, можно принять dð/dt. В этом случае возникает вопрос о темпах разработки различных по запасам месторождений, приуроченных к водонапорным бассейнам. Дело, однако, в том, что сам по себе относительный отбор газа в единицу времени не определяет темп снижения давления газовой залежи, поскольку необходимо учитывать также время реагирования водонапорного бассейна на создаваемый импульс. Соотношение времени реагирования водоносного бассейна с характерным временем изменения давления в газовой части оказывается зависящим от их геометрических размеров. Был проведен статистический анализ данных разработки 78 газовых месторождений страны, эксплуатация которых в настоящее время завершена или находится на поздней стадии. На основе применения непараметрических критериев математической статистики (использовались критерии Уилкинсона) исследовалось наличие связи между коэффициентами газоотдачи и режимом разработки.

Проведенные расчеты показали отсутствие связи между основными параметрами разработки, главный из которых — конечная газоотдача, и режимом пласта, который определяется общепринятым способом на основе материального баланса.

Тем не менее следует отметить, что важным фактором, непосредственно связанным с газоотдачей, является режим пласта. Поэтому важно проследить влияние стратегии разработки на формирование режима. С этой целью было проведено статистическое исследование наличия связи между темпом разработки залежи и ее режимом. Анализ проводился с помощью непараметрического критерия Уилкинсона — Манна — Уитни.

Различие режимов работы залежей по таким показателям, как срок разра-

712

ботки и размер месторождения, подтверждает предположение о влиянии темпа разработки.

Зависимость режима месторождения от средних значений показателей, характеризующих темп разработки, можно оценить из сопоставления данных табл. 7.26.

Полученные оценки позволяют заключить, что при увеличении темпа разработки, характеризующегося показателем S/t, наблюдается тенденция к сдвигу режимов в сторону газового. Данные табл. 7.26 позволяют отметить, что газовый режим характерен для крупных месторождений. Время разработки месторождения выбирается в основном исходя из технико-экономических соображений и, как видно из приведенных данных, незначительно отличается для разных режимов, в то время как размеры в среднем различаются в значительно большей степени. Следовательно, размер месторождения — один из существенных факторов, определяющих режимы залежей. Поэтому следует ожидать, что при одних и тех же относительных отборах проявление газового режима более вероятно на крупных месторождениях, тогда как в месторождениях с небольшими геометрическими размерами следует ожидать проявления водонапорного режима с большей вероятностью. Об этом свидетельствуют результаты расче- тов, а также опыт разработки большого числа газовых месторождений. Так, например, на таких месторождениях, как Северо-Ставропольское, Шебелинское, Газли, из которых отобрана большая часть запасов, до сих пор наблюдается практически газовый режим, несмотря на наличие довольно мощной и активной водонапорной системы, а группа известных газоконденсатных месторождений Краснодарского края, приуроченных к водонапорному бассейну нижнемеловых отложений, в большинстве случаев с начала разработки подвергается активному воздействию воды. Отметим, что темпы разработки тех и других месторождений были примерно одинаковы.

Однако зависимость показателей разработки от темпа отбора определяется не только проявлением инерционности водонапорной области и размерами газоводоносных пластов, но также рядом других существенных причин. К ним в первую очередь следует отнести проявление релаксационных свойств горных пород при их деформации под действием изменения давления, неравновесности фазовых превращений многокомпонентных углеводородных систем, особенностей фильтрации флюидов в трещиновато-пористых коллекторах и т.д. Таким образом, можно говорить о своеобразной неравновесности процессов разработки газового или газоконденсатного месторождения.

Для глубокозалегающих пластов в условиях значительно более высоких горных и пластовых давлений и температур влияние описанных неравновесных процессов, вероятно, будет еще более существенным.

Таким образом, проектирование разработки месторождений природных газов должно осуществляться так, чтобы темпы отбора одновременно рассматривались как средство управления режимами газоносных пластов и, следовательно, показателями разработки.

713

7.11. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ НАЧАЛЬНОГО

ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ

Извлечение газа и конденсата происходит в условиях постепенного снижения пластового давления ðïë и соответственно роста эффективного давления ðýô, определяемого в первом приближении разницей между горным ðã и текущим пластовым ðïë давлениями. Это приводит к тому, что фильтрационноемкостные свойства газоконденсатной залежи изменяются в процессе ее разработки за счет деформации пород, перехода в жидкую фазу конденсата, сорбции и десорбции углеводородов, а также, что особенно существенно, временного включения в разработку газонасыщенных пород, в которых фильтрация газа происходит с начальным градиентом давления νã. По мере снижения ðïë изменяются физико-химические свойства пластовых флюидов и соответственно извлекаемых углеводородов. При этом наблюдается снижение доли тяжелых углеводородов в извлекаемом конденсате, в некоторых случаях появляются продукты взаимодействия внедряющихся в залежь законтурных вод и углеводородов, например, Н2S è ò.ï.

Указанные явления изучены преимущественно лишь в лабораторных условиях. Использовать выявленные закономерности при разработке реальных залежей сложно, поэтому в практике проектирования систем разработки газовых и газоконденсатных залежей используются наиболее простые фильтрационные модели, а отборы газа и конденсата проводятся в большинстве случаев в режиме истощения, т.е. с использованием лишь пластовой энергии. В итоге низка эффективность систем разработки, особенно газоконденсатных и газонефтяных залежей: конденсатоотдача менее 0,5 при содержании конденсата более 100 г/м3, нефтеотдача в большинстве случаев менее 0,3. Проведенные в последние годы специальные промысловые исследования показали, что полученная информация о ходе процессов извлечения не противоречит результатам лабораторных исследований. При этом в масштабе залежи особенно значимо влияние газонасыщенных пород, в которых фильтрация газа описывается в рамках модели с начальным градиентом давления. Анализ промысловых данных и результатов экспериментальных исследований позволил предложить фильтрационные модели залежей, более адекватные реальным объектам, чем используемые ранее. Это, в свою очередь, позволило обосновать более совершенные системы разработки.

ПРИНЯТЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ИОГРАНИЧЕНИЯ В ИХ ПРИМЕНЕНИИ

Âпрактике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято использовать две фильтрационные модели залежей.

Модель I предполагает, что вся залежь газодинамически едина и при газовом режиме разработки распределение текущего пластового давления в залежи определяется темпами отбора газа, гидропроводностью залежи в разных ее частях, размещением добывающих скважин, геометрией залежи. Из многочислен-

ных модельных расчетов распределения текущего пластового давления в раз-

714

личных газонасыщенных объектах, адекватных данной модели, следует, что коэффициент газоотдачи при газовом режиме практически не зависит от расстановки скважин. В связи с этим добывающие скважины можно располагать, ориентируясь лишь на вероятную продуктивность скважин в различных частях залежи и на затраты, связанные с системой сбора и подготовки газа и конденсата к дальнему транспорту. Соответственно в большинстве случаев добывающие скважины располагают в зонах максимальной продуктивной толщины.

В рамках модели I в процессе разработки залежей подсчет запасов газа осуществляется методом материального баланса и основан на предположении, что дренируемый газонасыщенный объем залежи, т.е. объем, из которого производится отбор газа и конденсата, постоянен во времени.

 модели II принято, что залежь состоит из отдельных газодинамически разобщенных между собой частей или линз. В пределах каждой части предполагается справедливость модели I. Модель II применяется преимущественно при описании процессов фильтрации в залежах, приуроченных к структурам, отличающимся наличием тектонических нарушений.

Применимость модели II проверяют по наблюдениям за текущим пластовым давлением в разрабатываемых и неразрабатываемых частях залежи. Снижение пластового давления в частях залежи, в которых нет добывающих скважин, указывает на наличие гидродинамической связи с зонами расположения последних. В большинстве случаев на этом основании модель II отвергают, и залежь описывают в рамках модели I. Проверку адекватности модели I реальному объекту практически не проводят.

Анализ промысловых наблюдений показывает, что модель I в большинстве случаев неадекватна реальным объектам в пределах требований к точности модели, предъявляемых практикой. В рамках модели I недостаточна точность прогноза основных технологических параметров системы разработки: конечных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи, оптимальных годовых отборов газа и конденсата на весь период разработки залежи, числа и расстановки добывающих скважин, режима работы дожимной компрессорной станции и т.д. Такой вывод основан на статистических данных, а также на результатах изучения процесса фильтрации газа в пористых средах и реальных залежах газа.

К настоящему времени экспериментально установлено наличие в разрезе газовых залежей газонасыщенных пород, в которых фильтрация газа происходит лишь при градиентах давления, превышающих некоторое значение νã. Движение газа в породах с начальным градиентом давления начинается лишь после некоторого снижения пластового давления в залежи. Такие породы встречаются в разрезах практически всех газовых залежей и содержат существенные запасы газа.

Из экспериментальных исследований на реальных пористых средах, содержащих газ и воду в объемах, соответствующих пластовым, следует, что νã остается неизменным при исследованиях как с постепенным увеличением градиентов давления (прямой ход), так и при их понижении (обратный ход). Это показывает, что начальный градиент давления существует и после начала фильтрации газа, следовательно, он значимый при движении газа в залежи. Более того, при увеличении эффективного давления, т.е. при снижении пластового давления, начальный градиент давления существенно увеличивается. Эксперименты и промысловые наблюдения показывают, что при снижении пластового давления в некоторых низкопроницаемых газонасыщенных породах, ранее имевших νã = 0, при фильтрации газа может возникать значимый начальный градиент давления.

715

В ряде лабораторных экспериментов фиксировалось и снижение νã после начала фильтрации. Неравновесность фильтрации газа в неоднородной пористой среде в некоторых случаях отмечается и на кривых восстановления давления (ступенчатые кривые, неполное восстановление давления за год и более длительный срок и т.д.).

Модель фильтрации газа с νã ≠ 0 позволяет объяснить результаты промысловых наблюдений, которые нельзя описать в рамках модели I. При этом влияние пород с νã ≠ 0 на газоотдачу определяется не только долей запасов газа, приуроченной к ним, но и распределением пород с νã ≠ 0 в разрезе, поскольку они могут временно изолировать одни части залежи от других. Наиболее существенное влияние на процесс извлечения газа оказывает такая неоднородность разреза, при которой породами с νã ≠ 0 разделены отдельные части залежи, газонасыщенный объем которых является значимым в масштабе всей залежи. В этом случае эффективность дренирования залежи будет существенно зависеть от расстановки добывающих скважин.

Анализ данных по газоотдаче из выработанных залежей показывает, что она зависит от плотности расстановки добывающих скважин. При этом в среднем коэффициент газоотдачи тем больше, чем выше разбуренность залежи.

В процессе разработки практически всех газовых залежей зафиксирован рост их дренируемого объема, в связи с чем устойчивые во времени оценки запасов газа методом падения давления были получены лишь после введения в

работу практически всего проектного фонда добывающих скважин и после отбора обычно не менее 10—20 % запасов газа, фиксируемых к концу разработки.

Ограничения модели I проиллюстрируем на примере разработки горизонта IX месторождения Газли, по которому имеется большой объем геологопромысловых наблюдений. До начала разработки в течение 21 мес происходило аварийное фонтанирование скважины в присводовой части структуры, потери газа составили 2 % запасов газа в горизонте. Горизонт введен в разработку примерно через год, а интенсивная добыча газа начата более чем через 2 года после ликвидации фонтана.

Измерения пластового давления в залежи примерно через 50 сут после на- чала аварийного фонтанирования скважины зафиксировали небольшое снижение пластового давления в скв. 1, расположенной на расстоянии около 4 км от фонтана, в других наблюдательных скважинах (скв. 3, 4, 7 с удалением от фонтана не менее чем 3,5 км) изменения пластового давления не отмечались. В дальнейшем до начала промышленной добычи из горизонта снижение пластового давления зафиксировано во всех скважинах, вскрывших горизонт IX.

Данные измерений пластового давления, проведенных в наблюдательных скважинах в период фонтанирования одной скважины, показали, что залежь можно рассматривать как квазиоднородную, т.е. соответствующую модели I. Дисперсия относительно линии регрессии лишь в 1,5 раза превышала дисперсию единичного измерения, и это различие статистически незначимое.

По данным эксплуатации была проведена оценка гидропроводности kh/µ и проницаемости залежи k (≈100 ìêì2). Толщина пласта принята по данным каротажа. Оценка k не противоречит оценкам проницаемости, полученным по данным анализа керна и результатам гидродинамических исследований.

Анализ результатов наблюдений за пластовым давлением в залежи к концу фонтанирования и после глушения фонтана позволил отметить следующее.

В радиусе Rô до 3 км от забоя фонтанирующей скважины наблюдалось практически одинаковое падение пластового давления. На больших расстояниях установлено различное падение пластового давления с тенденцией ступенчато-

716

го роста ði с удалением от зоны фонтанирования. Однако в некоторых скважинах (скв. 1, 20, 39, 97), удаленных от зоны фонтана на расстоянии от 4 до 9 км, фиксируются такие же и даже более низкие пластовые давления, чем в скважинах, для которых Rô ≤ 3 км. Это указывает на существенную радиальную неоднородность залежи.

Если рассматриваемая залежь квазиоднородна и для нее справедлива модель I, то в процессе восстановления давления после ликвидации фонтана

наблюдений этому противоречат. По большинству скважин давление после глушения фонтана не восстановилось.

Распределение давления в залежи через год и более после глушения фонтана нельзя объяснить в рамках модели I, так как в неразрабатываемой залежи более года (за это время в ряде скважин проведено до 10 измерений текущего пластового давления) сохранялся перепад давления при отсутствии отбора газа из залежи, а фиксируемых перетоков газа в пределах залежи не наблюдалось. Перепад давлений сохранялся между частями залежи, хорошая гидродинамиче- ская связь между которыми была зафиксирована в процессе фонтанирования скважины.

Распределение давления к началу промышленной разработки залежи горизонта IX можно объяснить в рамках модели, базирующейся на том, что залежь состоит из отдельных блоков, связь между которым осуществляется через зоны, сложенные породами с начальным градиентом давления: значимые перепады давления в неразрабатываемой залежи меньше необходимых для фильтрации газа через породы с νã ≠ 0, разделяющие отдельные блоки. В однородной среде после глушения фонтана давление в среднем должно возрасти от текущего зна- чения ði до равновесной величины ð0 – ∆ð > ði, ãäå ∆ð определяется потерями газа во время фонтанирования. В блочной модели стабилизация давления и прекращение перетоков газа достигаются при ði = ð0 – ∆ð – νãl, соответственно в блочной модели процесс изменения давления после ликвидации фонтана занимает гораздо меньшее время и практически может быть незаметен.

Зоны, в пределах которых пластовое давление к началу промышленной добычи было практически одинаково, соответствуют основным фильтрационным блокам. Положение выделенных блоков определяется условиями осадконакопления, что следует из примерного соответствия границ блоков, установленных по величинам ði и по данным изучения палеотектоники Газлинской структуры. В разных блоках ði значительно различались. Вертикальные границы блоков контролируются алевритистыми глинами, разделяющими горизонт по толщине на две пачки. В пределах каждого блока к началу промышленной эксплуатации горизонта было практически одинаковое пластовое давление независимо от удаленности наблюдательной скважины от зоны фонтана. Последнее наиболее четко следует из данных о ði в пределах блока II, в котором были наблюдательные скважины, удаленные от скв. 108 от 3,2 до 16,3 км.

Ограниченность применения модели I для прогноза распределения пластового давления в залежи следует из анализа изменений коэффициентов фильтрационного сопротивления залежи À в разных ее частях

ãäå ði1, ði2 – текущее пластовое давление в разных точках залежи – в скважинах

717

â i-й момент времени; zi1, zi2 – коэффициенты сверхсжимаемости, соответствующие ði1 è ði2; qi – суточный дебит газа из залежи в i-й момент ее разработки.

В качестве ði1 использовались данные по наблюдательным скважинам (скв. 17, 39, 100), расположенным в приконтурных частях горизонта, в качестве ði2 принимались оценки пластового давления в зоне отбора.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления залежи изменялись по мере снижения пластового давления. При этом динамика изменения оценок À по мере снижения пластового давления в разных частях залежи существенно различалась.

Для части залежи в пределах блока I (от скв. 39 до зоны отбора) характерен монотонный рост коэффициента À, т.е. в пределах блока ухудшается газодинамическая связь. При снижении пластового давления в залежи примерно на 1 МПа по отношению к ð0 значимость роста À фиксировалась с надежностью более чем 0,95.

Между зоной отбора и периферийными частями блока II (скв. 100) в на- чальный период промышленной эксплуатации залежи отмечалось резкое снижение À, затем – его постепенный рост.

Различия в динамике изменений параметра À в разных частях залежи обусловлены тем, что в начале разработки залежи основной отбор газа осуществлялся из блока I, так как к нему оказались приурочены первые добывающие скважины. Затем был введен в эксплуатацию основной объем скважин, приуро- ченных к блокам II и III. С этого периода газ из периферийных частей залежи (там расположена наблюдательная скв. 100) двигался преимущественно в пределах блоков и не должен был преодолевать разделы между блоками, сложенные породами с начальным градиентом давления. Отметим, что средние значе- ния À по данным первых лет разработки залежи в режиме постоянной добычи оказались практически одинаковы для всех блоков. В дальнейшем по мере снижения пластового давления в залежи начала ухудшаться газодинамическая связь в пределах блоков II и III, т.е. фиксировалось то же явление, что и в блоке I.

Разница давлений в зоне отбора и наблюдательных скважинах значительно увеличивается во времени в условиях, когда фактический темп отбора уменьшается. В рамках модели I такой ход кривых ði(t) объяснить нельзя даже при условии, что залежь состоит из нескольких частей, одна из которых – зона отбора, а остальные приурочены к приконтурной зоне и связаны с зоной отбора породами с любой низкой проницаемостью, но при νã = 0.

Увеличение ∆ð можно объяснить деформацией пород и соответственно снижением их проницаемости. Значимая деформация имеет место лишь в породах, вклад которых в оценки фильтрационных параметров скважин практиче- ских незначим.

Оценки изменения проницаемости по параметру À показали, что выявленное снижение проницаемости превышает возможное ее изменение для терригенных отложений, в которых фильтрация газа происходит без начального градиента давления. Однако установленное увеличение фильтрационного сопротивления залежи согласуется с возможными изменениями начального градиента при деформации пород с νã ≠ 0.

Это позволяет считать, что выявленные во всех блоках изменения À по мере падения давления в залежи вызваны ростом фильтрационного сопротивления пород с пониженной проницаемостью, обусловившей возникновение на- чального градиента давления при фильтрации газа между различными частями

718

залежи. Эти части залежи образовали более мелкие блоки в пределах крупных блоков, имевшихся к началу разработки. Следовательно, блочность залежи определяется условиями осадконакопления и влиянием напряженного состояния пород. Следствием этого и является устойчивость À в различных блоках, так как его величина определяется проницаемостью пород с наиболее низкими ФЕС, через которые проходит газ при движении из одной части залежи в другую, стремясь двигаться преимущественно по породам с наименьшим фильтрационным сопротивлением.

Ограничения применения модели I для описания процессов фильтрации в залежи следуют и из анализа изменений дренируемого объема залежи Väð в процессе ее разработки. Статистический анализ оценок Väð с использованием знакового критерия показал, что в данном случае гипотеза о неизменности Väð во времени отвергается на уровне значимости более чем 0,95. Из фактической зависимости Väð = f(ði) следует, что на начальном этапе разработки величина Väð была меньше, чем в последующий период, но после снижения давления в залежи примерно на 40 % по отношению к начальному вновь фиксируется уменьшение дренируемого объема более чем на 10 % по отношению к средней оценке

V äð 0 при текущем пластовом давлении ≥ 0,6ð0 (ð0 — начальное пластовое дав-

ление). Уменьшение V äð в условиях постоянного отбора связано с увеличением

фильтрационного сопротивления между зоной отбора и периферийной частью залежи.

Следует отметить, что значения Väð > V äð 0 в начале периода постоянной

добычи обусловлены преимущественно воздействием на поле давления в залежи горизонта IX массовых работ по интенсификации притока. Последние были направлены на уменьшение скин-эффекта и включали различные способы переосвоения скважин. Эти работы не только позволили существенно увеличить продуктивность скважин, но и привели к значительному перераспределению давления в залежи. После переосвоения ряда скважин фиксировалось значи- тельное увеличение пластового давления или уменьшение темпа падения давления при практически одинаковом темпе отбора газа как из залежи в целом, так и из соседних скважин. Это показывает, что удалось активно вовлечь в разработку плохо дренируемые части залежи, переток газа из которых в интенсивно дренируемые части горизонта был затруднен. Следовательно, в залежи до работ по интенсификации имели место перепады давления, обусловленные фильтрационной неоднородностью горизонта. Вызванное неоднородностью залежи сложное распределение давления трудно учесть при оценке текущего давления в залежи. В итоге оценки Väð существенно зависят от изменения системы отбора газа во времени.

Таким образом, анализ оценок такого интегрального параметра залежи, как дренируемый объем, показывает ограничения в применении модели I. Выявленный вид зависимости Väð = f(ði) качественно легко объясняется в рамках блочной модели залежи, число блоков которой увеличивается по мере роста эффективного давления.

В рамки блочной модели залежи с увеличивающимся числом блоков хорошо укладываются и данные наблюдений за внедрением контурных вод в залежь горизонта IX. Основные характерные особенности проявления упруговодонапорного режима в этой залежи: малая активность внедрения вод и увели- чение разницы между текущими пластовыми давлениями в водо- и газонасы-

719

щенных частях горизонта. В первые годы разработки темп внедрения воды был относительно высок. При этом отмечалось опережение движения фронта контурных вод в западной и северо-западной частях структуры, хотя региональный напор вод – с северо-востока. В последующие годы было отмечено ускорение фронта внедрения воды в восточной и северо-восточной частях структуры. Однако до настоящего времени не зафиксировано значительного внедрения воды в зону отбора.

Следовательно, фильтрационная система горизонта существенно изменялась во времени в зависимости от системы отбора газа, а также от деформации пород. Начальный локальный отбор газа, включая аварийное фонтанирование скважины, контролировался основными блоками. Последующее вскрытие всех блоков добывающими скважинами на короткое время превратило всю залежь в один огромный блок. Затем в результате деформации низкопроницаемых пород образовались блоки меньших размеров. Для преодоления вредного воздействия этой фильтрационной неоднородности на снижение газоотдачи не были проведены какие-либо технологические мероприятия. В итоге дренируемый объем залежи Väð начал уменьшаться, что привело к снижению конечной газоотдачи из залежи относительно прогнозных оценок в рамках модели I.

БЛОЧНАЯ ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ

Для описания общих закономерностей распределения давления в системе связанных между собой блоков были исследованы модели, состоящие из двух блоков, разделенных проницаемой перемычкой, с текущими давлениями ð1 è ð2,

ñначальными ð0. При этом рассмотрен вариант, когда газ отбирается из блока 1

ñдебитом Q, а по мере отбора из блока 2 в блок 1 происходит переток газа по

закону фильтрации Дарси или по закону фильтрации с начальным градиентом

давления. В первом случае для практических ситуаций ∆ð = ð2 – ð1 прямо пропорционально площади и обратно пропорционально проницаемости перегород-

ки. В тех случаях, когда фильтрация через перегородку происходит при νã ≠ 0, ∆ð = ð2 – ð1 ≈ const ≈ νãl (ãäå l – толщина перегородки) при любой зависимости Q от времени, если νã ≥ 0,002 МПа/м. Согласно экспериментальным данным, в большинстве случаев νã >> 0,01 МПа/м. Качественно аналогичные выводы получены и при исследовании сложных моделей, состоящих из трех и более блоков.

Следовательно, один из характерных признаков обсуждаемой модели – сохранение постоянной разности давлений между частями залежи при любых изменениях дебита.

В рамках блочной модели залежи процесс фильтрации газа между различ- ными блоками в первом приближении можно описать уравнением

ãäå Bqi2 – слагаемое, отражающее перепад давления, при котором начинается фильтрация между блоками 1 и 2 с текущими давлениями ði1 è ði2, разделенными между собой породами с начальным градиентом давления и протяженностью ∆L.

720