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

Коэффициент À в уравнении (7.172) в первом приближении постоянен в процессе разработки.

Сопоставление оценок начального градиента давления по результатам исследования образцов керна Вынгапурского, Медвежьего и других месторождений, показывает, что между этими оценками νã имеется соответствие лишь в том случае, если из одного блока в другой газ течет через породы с начальным градиентом давления на небольшом расстоянии ( 1 м). Это указывает на то, что межблочные перетоки газа происходят в результате его вертикальной фильтрации из одного блока в другой, а не за счет движения газа по напластованию пород через участки с литологическим замещением коллектора.

Модель газовой залежи наиболее сходна с моделью низкопористой среды с высокопроницаемыми включениями — блоками. Между блоками практически нет соединяющих их высокопроницаемых пород, а внутри блоков распределение пород большой проницаемости определяет распределение пластового давления в процессе разработки. Гидродинамическое сопротивление нескольких таких блоков определяется параметрами разделяющей их низкопроницаемой среды. Газоотдача из залежей, отличающихся блочным строением, будет тем выше, чем больше этаж газоносности и чем меньше νã∆L для пород, разделяющих залежь на пачки. Это обусловлено тем, что вероятность литологического замещения всех пачек пород в одной части залежи тем меньше, чем больше число пачек в залежи, а следовательно, возрастает вероятность межблочных перетоков газа в условиях, когда не все блоки вскрыты добывающими скважинами. Эти выводы качественно соответствуют опыту разработки газовых залежей.

Достоверно установить поле текущего пластового давления практически невозможно из-за наличия скачков давления на границах блоков. Поэтому оценка запасов газа методом падения давления с использованием традиционных схем определения pi содержит неконтролируемые погрешности, величины ко-

торых трудно оценить, так как они определяются неоднородностью залежи и ее текущим напряженным состоянием.

В рамках блочной модели целесообразно вычислять гарантированную (снизу) оценку дренируемых запасов газа через дренируемый объем залежи

Viäð . Гарантированную оценку Viäð можно найти из соотношения

ãäå ∆Q — отбор газа из i-й скважины за период изменения в ней текущего пластового давления от ð1 äî ð2; N — число скважин.

Остающиеся в залежи извлекаемые запасы газа (в предположении, что дренируемый объем остается неизменным) рассчитываются по формуле

ãäå pi – минимальное текущее пластовое давление в зоне отбора; ðê – проектируемое давление на конец разработки.

Полные извлекаемые запасы газа будут

ãäå ΣQi — накопленная добыча к моменту оценки Qçã i.

Начальные потенциально извлекаемые запасы газа Qçã* 0 устанавливаются

òàê:

ãäå Vmax — максимальная гарантированная оценка дренируемого объема залежи за истекший период разработки; ð0 — начальное давление.

Оценка Viäð по формуле (7.173) базируется на предположении, что в пре-

делах каждого блока залежи установилось динамическое равновесие, при котором темп падения давления в разных частях блока практически одинаков. Постепенное подключение ранее не дренированных частей залежи может происходить как за счет ограниченной фильтрационной проводимости каждого блока, так и в результате перетоков газа из непосредственно не разрабатываемых бло-

ков в разрабатываемые. Таким образом, оценка Viäð по формуле (7.173) при

разработке залежи на газовом режиме всегда будет минимальна, если учесть погрешности оценок отборов газа по скважинам и текущих пластовых давлений.

В рамках блочной модели с начала разработки в среднем будет фиксироваться рост Väð, а затем он стабилизуется или начнет снижаться вследствие деформации и возникновения новых блоков.

Оценки Väð могут систематически завышаться, если есть внедрение воды в залежь. Искажение оценки можно выявить исходя из того, что внедрение воды в залежь происходит скачками и неравномерно в разных ее частях. Искаженные оценки будут статистически аномальными для зависимости Väð i = f (t).

Результаты оценок дренируемого объема месторождения Медвежье показывают, что стабилизация дренируемого объема отмечена через 8 лет после на- чала разработки залежи, когда был введен практически весь фонд добывающих скважин. Однако и к настоящему времени дренируемый объем, определенный по наблюдениям за пластовым давлением в добывающих скважинах, примерно на 10 % меньше, чем гарантированная оценка Väð по наблюдательным скважинам, расположенным вблизи зоны отбора. Это указывает на значительную неоднородность сеноманской залежи по всей площади месторождения Медвежье. Текущая оценка Väð даже по добывающим скважинам показывает, что потенциально извлекаемые запасы месторождения Медвежье, рассчитанные по формуле (7.176), как минимум в 1,3 раз превышают установленные по данным геологоразведочных работ, проведенных до начала разработки месторождения. Большинство залежей газа, а также нефти не являются гидродинамически едиными,

èпо своему строению им более адекватны блочные модели, что позволяет наметить некоторые пути повышения эффективности систем разработки газовых

èособенно нефтегазовых залежей.

При блочном строении залежей можно реализовать различные системы разработки в разных частях залежи в зависимости от их геологического строения. При этом в первую очередь можно обеспечить эффективное применение систем внутриконтурного заводнения: в одни блоки осуществляется закачка воды, а из других — отбор газа. В этих случаях, как установлено экспериментально, можно обеспечить существенное повышение газо- и конденсатоотдачи, а также нефтеотдачи из нефтегазовых залежей. Лабораторные и промысловые эксперименты показали, что при закачке воды в газовую часть залежи за фрон-

722

том закачиваемой воды в большинстве случаев остается прорывная газонасыщенность, составляющая 30—40 % в пластах с наиболее высокими фильтраци- онно-емкостными свойствами. В некоторых случаях фиксируется постепенное снижение газонасыщенности в обводненных зонах. При снижении давления в залежи в результате отбора газа четко фиксируется подток газа в зону отбора из обводненных частей, т.е. при снижении ði связность газовой фазы восстанавливается. При одновременных отборе газа и закачке воды происходит избирательное послойное обводнение газовой части залежи по наиболее проницаемым пластам, прослеживающимся в зонах закачки воды и отбора газа.

При жестком вытеснении газа водой газоотдача в большинстве случаев не превышает 0,5. Однако если заводнение ведется с заранее заданным режимом падения давления, а отбор газа проводится из частей залежи, экранированных от зоны закачки породами с начальным градиентом давления при фильтрации газа, то достигается большая полнота вытеснения газа водой. При этом газ, защемленный за фронтом закачиваемой воды, приобретает подвижность и извлекается. При направленном внутриконтурном заводнении газоотдача практиче- ски всегда будет выше, чем при режиме истощения, так как в последнем случае больше влияние деформационных эффектов и фильтрационной неоднородности залежи.

7.12. РАННЕЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

В процессе разработки вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также при неравномерном распределении отборов газа по площади залежи газовые скважины могут преждевременно обводняться контурными, подошвенными и чуждыми водами. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по проницаемым и дренируемым прослоям (трещинам), пропласткам, пачкам также вызывают преждевременное обводнение скважин.

Преждевременное обводнение добывающих газовых скважин нарушает целостность газонасыщенного пласта, ухудшает условия работы промыслового оборудования, увеличивает объем защемленного газа в недрах, в результате снижает технико-экономические показатели разработки месторождения.

Необходимость внесения корректив в первоначальный проект разработки часто в значительной мере определяется характером обводнения скважин и пластов. При решении вопросов размещения скважин на газоносной площади и очередности ввода их в эксплуатацию необходимо учитывать продвижение контурных или подошвенных вод.

Следует отметить, что обводнение одной или нескольких скважин не должно менять представления о режиме разработки месторождения, поскольку обводнение скважин может произойти по наиболее проницаемым пропласткам, трещинам, в то время как основные запасы газа еще не охвачены процессом вытеснения водой.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с контурной или подошвенной водой показывает, что основным резервом повышения эффективности выработки газонасыщенного слоя является четкая организация и

723

Рис. 7.42. Зависимость изменения содержания метана (à), пентана (á), гексана (â) и углекислого газа (ã) от времени.

Скважины: 1 — 711; 2 — 106; 3 — 104; 4 — 113; 5 — 116; 6 — 178; 7 — 161

осуществление контроля, обеспечивающего своевременное и качественное проведение мероприятий по регулированию разработки.

Вопросы борьбы с обводнением скважин приобретают особое значение не только для старых газодобывающих районов, но и для некоторых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки. Борьба с обводнением газовых скважин в настоящее время приобретает особое значение и для Оренбургского газоконденсатного месторождения.

724

Газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения, как известно, приурочена к карбонатному массиву нижнепермско-каменноугольного возраста. В разрезе карбонатных отложений к настоящему времени установлено несколько газоконденсатных залежей. Основная промышленная эксплуатация месторождения началась в 1974 г. с суммарным отбором 15 млрд. м3/год. Как показывает анализ фактических данных, обводнение скважин началось отдельными очагами независимо от их расположения. По некоторым скважинам месторождения в отдельные периоды их эксплуатации отмечается стабилизация или да-

725

же снижение текущей обводненности продукции, что видимо, связано с различ- ной по времени степенью участия продуктивных пластов в работе.

Наличие продуктивного горизонта большой толщины (несколько сотен метров), а также сложная конструкция забоя скважин и подъемника затрудняют контроль за процессом разработки месторождения. Поэтому предупреждение и ограничение обводнения скважин — одна из важнейших проблем разработки месторождения.

Однако чрезвычайная сложность процесса обводнения скважин, многообразие причин возникновения и путей водопритоков усугубляют решение указанной проблемы. В связи с этим разработка косвенных методов, позволяющих диагностировать преждевременное обводнение скважин, несомненно, имеет большое практическое и научное значение.

Как известно, изменение химического состава газовых залежей может происходить как в результате химических и бактериальных процессов, так и ввиду изменения условий фазового равновесия, скажем, при взаимном контакте с водой. Изучение закономерностей изменения физико-химических свойств воды и газа в результате их взаимного контакта необходимо при решении ряда вопросов разработки и эксплуатации месторождений газа.

Вопрос взаимного влияния газа и воды на изменение их физикохимических свойств изучался многими исследователями. Помимо соотношения растворимостей различных компонентов процесс будет также зависеть от отношения газа к количеству воды. Чем больше воды будет взаимодействовать с газом, тем значительнее будет изменение состава газа. При этом характер взаимодействия воды и газа, безусловно, тоже будет влиять на изменение состава газовой фазы.

В данном разделе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хроматографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации.

Состав газа месторождения представлен в основном следующими компонентами: Н2S; N2; CO2; C1; C2; C3; C4; C5; C6. Были исследованы все компоненты, характеризующие состав газовой фазы в отдельности, т.е. исследован характер изменения отдельных компонентов до и после обводнения скважин. С этой целью построены зависимости изменения содержания отдельных компонентов в процессе эксплуатации для обводненных скв. 711, 106, 104, 113, 116, 178, 161. Анализ показал, что при приближении пластовой воды к скважине, т.е. при ее появлении, наибольшим изменениям подвержены в основном содержания следующих четырех компонентов: С1, Ñ5, Ñ6, ÑÎ2 (рис. 7.42). В большинстве слу- чаев до обводнения скважин содержание С6, Ñ5, ÑÎ2 увеличивается, при этом содержание метана уменьшается. Поэтому в качестве диагностирующих признаков использовались именно эти компоненты (признаки).

Однако судить о появлении воды «количественно», т.е. предупредить обводнение скважин по отдельным этим признакам, оказалось невозможно, хотя есть вероятность по ним предсказать обводнение «качественно». Поэтому необходимо было разработать методику для прогнозирования обводнения скважин, включающую все четыре признака.

Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации. Стати-

726

Рис. 7.43. Изменение функции классификации R в процессе эксплуатации скв. 104 (à) è ñêâ. 161 (á)

стический анализ экспертных оценок относится к непараметрическим методам статистики и является одним из способов принятия решения при распознавании объектов на основе «коллективной интуиции». К достоинствам таких оценок относится то, что они позволяют выявить основные факторы и взаимосвязь между ними, установить относительную важность их, а также контролировать и оценивать будущие результаты.

Рассмотрим применение анализа экспертных оценок, проведенного по указанным признакам, для прогнозирования обводнения скважин. Сначала весь диапазон изменения каждого параметра разбивался на ряд интервалов (на пять) и каждому интервалу присваивалось определенное число рангов. Всем значениям признаков, попавшим в данный интервал, присваивалось значение ранга, соответствующее этому интервалу. Функция классификации R для каждого объекта определялась суммированием значений рангов по всем признакам, характеризующим данный объект.

Анализ экспертных оценок, проведенный по составу газа, позволил установить тот факт, что при значении R > 12 в скважине появляется вода, что подтвердилось по всем обводненным скважинам. В качестве примера на рис. 7.43 приводятся изменения R в процессе эксплуатации скв. 104, 161.

Следует отметить, что по характеру изменения R во времени можно приблизительно судить о начале обводнения. За некоторое время до обводнения скважин начинает существенно увеличиваться значение R (ñêâ. 116 — çà 12 ìåñ R выросло от 7 до 13, скв. 711 — за 12 мес от 9 до 13, скв. 107 — за 5 мес от 10 до 16, скв. 113 — за 11 мес от 9 до 13, скв. 161 — за 20 мес от 10 до 14 и т.д.).

Данная методика позволяет прогнозировать надвигающееся обводнение скважин за 6—20 мин.

727

7.13. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НАЧАЛА ИЗМЕНЕНИЙ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Осложнения, обусловленные интенсивным внедрением вод в разрабатываемые залежи, связаны главным образом с существенным снижением конечной газо- и конденсатоотдачи из-за защемления большого количества газоконденсатной смеси и ухудшением технико-экономических показателей разработки вследствие выбывания обводненных скважин из действующего фонда и осложнения условий эксплуатации. Поэтому регулирование этого процесса путем изменения системы отборов газа и переключения скважин требует своевременного и непрерывного контроля за продвижением пластовых вод.

В настоящее время о проявлении и продвижении этих вод судят в основном по увеличению выхода воды и ее солевому составу, т.е. по имеющемуся фактическому обводнению отдельных скважин. Однако для поддержания оптимального режима разработки, т.е. осуществления рациональных отборов газа, которые обеспечивают равномерное продвижение пластовых вод, необходимо заранее диагностировать и прогнозировать их продвижение до начала фактиче- ского проявления обводнения в отдельных скважинах или прорыва контура водоносности к скважинам последующего ряда.

Для решения этой задачи в качестве метода ранней диагностики предлагается использовать аппарат спектрального анализа. Данный подход позволяет на основе изучения взаимосвязи в частотной области между дебитами газа и конденсата судить о качественных изменениях, происходящих при разработке залежи.

Основными характеристиками спектрального анализа являются: спектральная и взаимоспектральная плотности S, которые для случайных процессов X(t) è Y(t), согласно теореме Винера – Хинчина представляются следующим образом:

Здесь Rx(τ), Ry(τ), Rxy(τ) — автокорреляционные и взаимокорреляционные функции процессов X(t) è Y(t), определяющиеся равенствами

728

ãäå T – время наблюдения за процессом (T = hN; h – интервал дискретности замеров; N – число замеров); f — частота (f = if0 = i/T, i = 0, 1, … , N – 1); τ – время задержки; j — мнимая единица.

Введенные характеристики позволяют определить функцию связи для двух стационарных случайных функций X(t) è Y(t). Функция связи, или функция

когерентности γ2xy ( f ), является частотным аналогом нормированной корреля-

ционной функции.

Функция когерентности позволяет определить ту часть спектра, в которой X(t) è Y(t) когерентны, т.е. ту область частот, в которой процессы, представленные функциями X(t) è Y(t), обмениваются информацией.

Когерентность двух функций определяется соотношением

Описанный аппарат применен к анализу обводнения группы газоконденсатных скважин, входящих в УКПГ-15 газоконденсатного месторождения Западный Шатлык. Судя по динамике обводнения указанного участка с начала эксплуатации (рис. 7.44), в первые 54 мес отмечался равномерный процесс обводнения, сопровождавшийся постепенным продвижением контура водоносности. Начиная с 55-го мес, произошло резкое увеличение отбора попутной воды, вызванное прорывом языков обводнения к некоторым добывающим скважинам внутреннего ряда. В этот период наблюдается увеличение отбора воды с месяч- ного уровня 6 103 ì3 äî 12,5 103 ì3, т.е. более чем в 2 раза. При этом средний уровень добычи газа сохранился неизменным – 580 103 ì3/ìåñ.

Рис. 7.44. Динамика обводнения УКПГ-15 в течение 76 мес с начала эксплуатации

729

Рис. 7.45. Изменения функции когерентности для пяти серий расчета

Принята следующая схема расчетов. По имеющимся временным рядам V(t) è Q(t) дебита усредненной скважины по соотношениям (7.177)–(7.183) рассчи- тывались спектральные плотности SV(f) è SQ(f), а также функция когерентности

γV2 ,Q ( f ) для первых 40 мес – точек, далее осуществлялся сдвиг на четыре вре-

менных интервала и т.д. Таким образом, выбранный отрезок анализа — 40 то- чек – «скользит» по всему временному интервалу эксплуатации данной группы скважин. При этом выполнено пять серий расчетов функции когерентности (табл. 7.27).

Графики изменения этой функции по верхним fâ = 0,50 и нижним fí = 0,05 частотам в зависимости от порядкового номера n временного сдвига (рис. 7.45) показывают, что начиная с третьей серии расчетов функция связи на выделенных частотах испытывает резкие изменения: по нижней частоте возрастает, а по верхней – существенно убывает. Следовательно, уже за 4 мес до интенсивного прорыва воды по группе скважин, входящих в УКПГ-15 газоконденсатного месторождения Западный Шатлык, отмечались резкие изменения в их спектральных характеристиках.

Таким образом, наличие резких изменений в значениях функции когерентности, отражающей связь в частной области между отбором газа и конденсата по группе скважин, может служить ранним диагностическим критерием начала изменений в характере обводнения скважин.

730