Основы добычи нефти и газа

· запасы нефти и газа (по категориям, объектам, зонам объектов).

На основе геолого-промысловой характеристики строят расчётную схему и модель пласта, обосновывают рекомендации по выбору системы разработки и условий её успешной реализации. Источниками получения исходных данных для составления проектных документов служат пробуренные на данном месторождении скважины - геологическое изучение месторождения начинают с бурения первых разведочных скважин на нём. При пробной эксплуатации разведочных скважин определяют пластовое давление и производительность скважин, изучают режим пласта. При разведочном бурении - размеры и конфигурацию залежей нефти и контура нефтеносности, положение ВНК и ГНК, толщину пласта в различных его зонах. По полученным данным подсчитывают запасы нефти и газа в залежи. При наличии очень скудной информации иногда пользуются данными по аналогичным месторождениям или предлагаемыми в литературе различными расчётными и графическими зависимостями для нахождения некоторых параметров пород и пластовых жидкостей. В скважинах проводятся различные промыслово-геофизические, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным этих исследований выделяют коллекторы, разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, насыщенность, проницаемость.

Получаемая информация используется для геометризации формы залежей и месторождения. При разделении пород на проницаемые и непроницаемые обосновывают предельные значения ФЕС.

Общие геологические запасы нефти данной залежи подсчитываются объёмным методом. Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные). Под геологическими понимаются те запасы нефти, которые содержатся в недрах земной коры в данной залежи или месторождении. Под промышленными запасами нефти понимаются их объёмы, извлекаемые при наиболее полном и рациональном использовании современных техники и технологий. Расчёт балансовых запасов при пластовых условиях осуществляется по формуле

, (3.97)

где G_нб - балансовые запасы нефти, т; F - нефтеносности залежи, м²; h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - средний коэффициент открытой (эффективной) пористости нефтенасыщенных пород; s_н - средняя нефтенасыщенность пласта; с_нп - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³.

Балансовые запасы нефти, приведённые к стандартным условиям, рассчитывают по формуле

, (3.98)

где G^ґ_нб - балансовые запасы нефти при стандартных условиях, т; с_нд - плотность дегазированной нефти, кг/м³; b_н - объёмный коэффициент нефти.

Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи и записываются следующим образом

, (3.99)

где G_ни и G^ґ_ни - соответственно извлекаемые запасы при пластовых и стандартных условиях, т.

Очевидно, что разница (G_нб - G^ґ_нб) составляет массу растворённого в нефти при пластовых условиях газа.

Проектирование разработки месторождения осуществляют путём построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчётные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчётных вариантов выбирают не менее трёх вариантов для технологических схем и двух -- для проектов разработки, которые называются основными. Один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путём сопоставления технико-экономических показателей расчётных вариантов разработки. Для составления технологических проектных документов используется техническое задание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, перспективные планы добычи нефти по нефтяной компании. В техническом задании указываются возможные объёмы бурения, возможные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с технологией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.

Проект разработки - окончательный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и проводят все работы по обеспечению добычи нефти на месторождении.

Технологическая схема (или проект) опытно-промышленных работ по испытанию новой технологии извлечения нефти из недр содержит дополнительно результаты лабораторных и теоретических исследований, а также результаты гидродинамических расчётов показателей разработки. Технико-экономический анализ полученных результатов характеризует эффективность предлагаемой технологии по сравнению с традиционными методами разработки.

Уточнённый проект разработки составляют по необходимости в случае существенного отличия фактических показателей от расчётных. В этом документе большое внимание уделяют анализу причин расхождения проектных и фактических показателей, уточняют исходные данные и приводят технико-экономические результаты.

Для повышения качества проектирования, надежности и точности прогнозирования процесса извлечения нефти предусматривается широкое использование современных математических методов, компьютеров и программирования. В комплекс математического и компьютерного обеспечения входят программные пакеты, картопостроение, геомоделирование, обработка экспериментальных данных, методы классификации, основанные на регрессионном и кластерном анализах, распознавание образов и др., банки геологических, геофизических и технологических данных. Проектные документы составляют на основе заданий на проектирование силами научно исследовательских и проектных институтов нефтяной промышленности. При этом руководствуются законами РФ, решениями Правительства, приказами Министерства топлива и энергетики, ГОСТами, ОСТами, инструкциями, методиками и нормативами.

Глава 4. Основы разработки газовых месторождений

4.1 Распределение давления в газовых скважинах и месторождениях

Природный газ в газовых залежах находится под давлением, которое определяется чаще всего напором краевых или подошвенных вод, а также давлением горных пород. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

, (4.1)

где p_гор - горное давление, Па; с_п - средняя плотность горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей, кг/м³ (при ориентировочных расчётах принимается с_п = 2500 кг/м³) ; g - ускорение свободного падения, м/с²; L - глубина , считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление, м.

Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного. Давление, под которым газ находится в продуктивном пласте, называют пластовым. Его определяют по давлению на забое закрытой скважины глубинными манометрами, либо путём расчёта по статическому давлению на устье (по барометрической формуле). Давление на устье в закрытой скважине называется статическим. Его значения до начала эксплуатации в единой газовой залежи практически одинаковы для различных скважин.

Учитывая, что углы наклона пластов небольшие, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых статических давлениях на устье. На своде значения их будут меньше, чем на крыльях залежи. На практике пластовое давление принимается равным гидростатическому с учётом возможного отклонения от этого значения путём введения в формулу (4.1) коэффициента несоответствия б, изменяющегося в пределах от 0,8 до 1,2

p_пл = б с_п g L · 10^-6 [МПа]. (4.2)

Причины аномальности пластового давления заключаются в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Если перед измерением давления скважина эксплуатировалась, за пластовое или статическое давление берётся значение, полученное при полной стабилизации давления и температуры после закрытия скважины. Если же после закрытия скважины давление нарастает в течение длительного времени или же остановка её невозможна по техническим причинам, применяют приближённые методы определения пластового давления (по результатам исследования скважин).

Определение давления на забое по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула). В качестве исходных уравнений принимаются уравнение

статического равновесия бесконечно малого объёма газа плотности с по высоте dL, создающего давление, направленное вниз , а также уравнение состояния , где z- коэффициент сверхсжимаемости газа; R - газовая постоянная; T - абсолютная температура. Формула барометрического нивелирования Лапласа - Бабинэ получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния

, (4.3)

где p_з - забойное давление; p_у - устьевое давление; е - основание натуральных логарифмов;

; - относительная (по воздуху) плотность газа; L - глубина скважины, м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h; h = L · cos б, где б - зенитный угол наклона ствола скважины); Т_ср - средняя температура газа в скважине, К (Т_ср = (Т_у + Т_пл)/2; где Т_у, Т_пл - соответственно температура газа на устье и в пластовых условиях, К); z_ср - средний по стволу скважины коэффициент сверхсжимаемости газа.

Определение забойного давления в работающей скважине. По ряду причин, в эксплуатируемой скважине использовать формулу (4.3) невозможно. К этим причинам относятся: скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно; скважина не имеет фонтанных труб; скважина оборудована пакером. В этих случаях p_з определяют с помощью глубинных манометров или вычисляют по формулам, в которых учитывают потери на трение при движении газа. Общий вид формулы

, (4.4)

где , в которой л - коэффициент гидравлического сопротивления и величина которого в зависимости от внутреннего диаметра фонтанных труб D и дебита газа Q_г принимается в пределах от 0,01 до 0,028.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и фонтанными трубами забойное давление рассчитывается по формуле (4.4), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

, (4.5)

где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d_н - наружный диаметр фонтанных труб.

При одновременном движении газа по затрубному пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

, (4.6)

где d_в - внутренний диаметр фонтанных труб.

4.2 Температурный режим газовых месторождений, скважин и газопроводов. Образование гидратов в скважинах

Температурный режим пласта, скважин, промысловых и магистральных газопроводов является одной из важнейших характеристик, существенно влияющих на эксплуатацию этих объектов. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа влагой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают эксплуатацию, что может привести к прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и в районах с высокой пластовой температурой, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

Распределение температуры по глубине залегания горных пород и в простаивающей скважине зависит от характерных температурных слоёв, их толщины и изменений температуры по этим слоям (исключая районы залегания многолетнемёрзлых пород). К этим слоям относятся:

· суточный слой - глубина залегания l_c = (1…2) м; характеризуется постоянной суточной температурой;

· нейтральный слой - глубина залегания l_н ? 19,1 l_c; температура на глубине этого слоя приблизительно на 1 -2 °С выше среднегодовой температуры воздуха данного региона;

· температура горных пород ниже нейтрального слоя увеличивается с глубиной

, (4.7)

где t_L - температура на глубине L, °С; t_н - температура нейтрального слоя, °С; щ - геотермический градиент, °С/м.

Температура газа в пласте обычно близка к температуре пород, слагающих данный продуктивный горизонт. Следовательно, температура газа в долгое время простаивающей скважине практически не отличается от температуры окружающих пород и может быть определена по формуле (4.7). Изучение аномалии изменения геотермического градиента по термометрическим исследованиям скважин позволяет определять местоположение газовых и водяных горизонтов, высоту подъёма цементного раствора (камня) за обсадной колонной и т.д.

Многолетняя мерзлота по вертикали подразделяется на несколько слоёв.

1 Слой сезонного оттаивания и промерзания, толщина которого доходит до 5 м и характеризуется изменением температур от плюсовых (среднелетних), до наиболее низких минусовых (среднезимних) температур. Данный слой из-за изменения фазового состояния отличается сезонными пучениями и осадками грунтов.

2 Слой годовых колебаний температур толщиной до 30м. Характерной особенностью этого слоя является максимальная (по сравнению с нижележащими породами) льдистость, постоянные отрицательные температуры в нижней части (минус 4-5°С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части (от 0°С до среднезимних).

3 Вечная мерзлота - по толщине составляет наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты. Температура пород данного слоя отрицательна, не зависит от сезонных колебаний температур на поверхности и повышается от кровли к подошве (обычно от минус 4-5 °С в верхней части до отрицательной, среднегодовой дневной поверхности на подошве).

В основании многомёрзлой толщи при наличии минерализованных подмерзлотных вод обычно выделяется «морозная зона» с толщиной большей частью превышающей толщину многолетнемёрзлых образований и температурой от 0° до минус 2 °С. Горизонты мёрзлых пород могут встречаться и непосредственно среди многолетнемёрзлой толщи при наличии в ней минерализованной воды.

Распределение температуры газа по стволу работающей скважины, если не проводятся замеры, можно определить расчётным путём по формуле

, (4.8)

где t_l - температура газа на глубине l , °С; t_пл - пластовая температура на глубине середины интервала перфорации, °С; щ - средний геотермический градиент на участке от L до l, °С/м; Дt_i - падение температуры газа в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля-Томсона, °С;

б - коэффициент; D_i - коэффициент Джоуля -Томсона, °С/МПа; p_з и p_у - соответственно давление на забое и на устье работающей скважины, МПа; С_р - теплоёмкость газа, ккал/кг·°С; А - термический эквивалент работы (А = 1/427 ккал/кг·м).

_. (4.9)

Здесь (p_пл - p_з) - пластовая депрессия работающей скважины, МПа; G - весовой расход газа, кгс/ч; ф - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; С_п - объёмная теплоёмкость горных пород, ккал/м³; R_к - радиус контура питания скважины, м; r_c - радиус скважины, м.

Значения б можно определить из уравнения

, (4.10)

где л_п - теплопроводность горных пород, ккал/м·ч·°С; f (ф) - безразмерная функция времени,

. (4.11)

Для определения устьевой температуры газа в эксплуатирующейся скважине при наличии слоя многолетней мерзлоты можно воспользоваться уравнением

, (4.12)

где l_м - глубина слоя многолетней мерзлоты, м; t₀ - температура газа при входе в зону многолетней мерзлоты, °С (t_нс - определяется при l = l_м).

Значения б_м определяется по уравнению (3.10), в котором теплопроводность мёрзлых грунтов л_п находится по специальному графику.

Температуру на устье скважины с учётом дросселирования газа можно определить также по формуле

, (4.13)

где

; (4.14)

К - коэффициент теплопередачи, ккал/ч·м²·°С; D - диаметр подъёмника, м; Q - расход газа, тыс.м³/сут.

Определение температурного режима газовых скважин имеет особое значение в том случае, если возможно образование жидкой и твёрдой фаз в газе, например при образовании гидратов, выделении воды или конденсата, а также растеплении многолетнемёрзлых пород. При движении газа по газопроводам понижение его температуры происходит в результате теплообмена газа с окружающей средой и его дросселирования.

Изменение температуры по длине газопровода (шлейфа, коллектора) определяется по формуле В.Г. Шухова

, (4.15)

где t_x - температура газа в газопроводе на расстоянии х от начального пункта измерения

температуры, °С; t_гр - температура грунта на глубине заложения газопровода, °С; t₀ - температура газа в начальном пункте, °С.

Показатель степени ц определяется по формуле (3.14), в которой принимаются следующие значения коэффициента теплопередачи: К = 1,0 для сухого песка; К = 1,25 для сыроватой глины и К = 3,0 для сырого песка. Температура газа вдоль газопровода с учётом дросселирования газа

, (4.16)

где t_гр - температура грунта на глубине заложения газопровода; t₀ - температура в начале газопровода; L - длина газопровода; p₁ - давление на конце газопровода.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос имеет в связи с добычей газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.

Гидраты природных газов представляют собой физико-химическое соединение воды с углеводородами. По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лёд или снег. Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях кристаллической решётки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют «твёрдыми растворами внедрения», а иногда «соединениями включения».

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами. Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчётным путём по вышеприведённым в данном разделе зависимостям.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе её эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается (рис.25). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов. Это хорошо видно из рис. 26. Давление на устье p, температура газа на устье T и равновесная температура образования гидратов изменяются в зависимости от дебита скважины.

Рис.25. Изменение температуры по стволу скважины: дебит, тыс.м³/сут: 1 -700; 2 -300; 3 - 100; 4 - 10; линия 5 - геотермический градиент; линии 6 -8 - равновесные температуры образования гидратов соответственно во второй, шестой и десятый год разработки.

Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при дебитах от 0,75 млн. до 6,5 млн.м³/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный запас температуры, равен приблизительно 3 млн.м³/сут. Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

Рис.26. Изменение давления и температуры газа, равновесной температуры образования гидратов в зависимости от дебита скважины Q: 1 - давление на устье; 2 - температура на устье; 3 - температура образования гидратов; 4 - зона безгидратной эксплуатации.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры (линия 2 рис.26). В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов. Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счёт эффекта Джоуля -- Томсона начинает преобладать над повышением её за счёт высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин (рис.27). Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по уменьшению дебита газа.

Рис.27. График определения места образования гидратов в скважинах: дебит, тыс.м³/сут: 1 - 20; 2 - 30. Линии: 3 - геотермического градиента; 4 - равновесной температуры образования гидратов.

Образование гидратов в стволе можно предупредить различными способами - ввод ингибиторов на забой, теплоизоляция фонтанных или обсадных колонн, повышение температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самым распространённым способом является подача антигидратных ингибиторов в поток газа.

4.3 Определение расположения газоводяного контакта (ГВК)

Физические основы ГВК и способы его определения. Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем больше высота капиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и наоборот.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности чётко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части - образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы:

Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК.

Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта.

Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине.

4 Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части.

Кроме указанных прямых методов, положение ГВК можно найти расчётным путем:

5 Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае отсутствия скважин, дошедших до водяной части пласта (гидростатический метод).

6 Методом В.П. Савченко при наличии на месторождении двух или более скважин, вскрывших водяную и газовую части пласта, или по данным одной скважины, в которой отдельно испытаны водяная и газовая части (не требует бурения отдельных скважин в зоне ГВК).

Гидростатический метод определения ГВК заключается в следующем. Принимая давление на контакте газ - вода равным гидростатическому для газовой и водяной частей залежи, имеем:

,

в которых с_в - плотность пластовой воды; показатель степени s - то же, что и в формуле (4.3). Приравнивая данные формулы и раскладывая e^s в ряд, получаем выражение для определения глубины положения ГВК:

, (4.17)

где .

Метод В.П. Савченко позволяет вести расчёт уровня ГВК как для его горизонтального, так и наклонного положения (рис.28 и 29).

Рис.28. Схема газовой залежи с Рис.29. Схема газовой залежи с горизонтальным контактом наклонным контактом газ-вода газ-вода

, (4.18)

где p_плА и p_плБ - пластовые давления соответственно в водяной и газовой скважинах, МПа; с_в и с_г - соответственно плотность воды и газа, кг/м³; l = l₁ + l₂, м.

При наклонном положении ГВК угол его наклона определяется согласно схеме рис.29 по пластовым давлениям p_В1 и p_В2 в скважинах В₁ и В₂, приведённых к плоскости I-I, относительно плоскости II - II

, (4.19)

где Д l - разность высотного положения ГВК на участке х.

В формуле (3.19) с_в и с_г приняты постоянными. При больших значениях расстояний между забоями скважин необходимо учитывать изменения с_в и с_г с глубиной.

Более точно положение горизонтального ГВК можно определить, если использовать барометрическую формулу и разложить при этом показательную функцию в ряд. После преобразований получим

. (4.20)

Для наклонного положения ГВК имеем

(4.20^')

Определив величину Д l, находим коэффициент б, соответствующий тангенсу угла наклона контакта к горизонтали:

,

где х - расстояние между скважинами по горизонтали.

Зная значение б и абсолютную отметку ГВК в одной скважине, можно найти абсолютную отметку ГВК в других скважинах по формуле вида

Наблюдение за изменением положения ГВК в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что даёт возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектируемых скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов.

4.4 Режимы работы газовых залежей

Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы. Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, её размеров и протяжённости водонапорной системы; физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).

Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе эксплуатации не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт - газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жёсткий.

Упруговодонапорный режим связан с упругими силами воды и породы. Жёсткий водонапорный режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объём пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причём количество воды, внедряющейся за счёт расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь её газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин. При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счёт падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своём газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.

Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.

Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса

, (4.21)

где G_н, G_т, G_д - начальное, текущее и добытое количество газа. Заменяя в последнем уравнении G через объём Щ и плотность с газа, а также выражая плотность через давление из обобщённого уравнения состояния, имеем:

, (4.22)

где p_Н и p_Т - пластовые средневзвешенные по объёму порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; Щ_Т = (Щ_H - Щ_В), Щ_H, Щ_Т - начальный, текущий объёмы порового пространства, занятые газом; Щ_В - объём порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с p_Н до p_Т; Q_Д - количество газа, добытое из залежи при снижении давления с p_Н до p_Т, приведённое к стандартным условиям; z_H, z_T, z_CT - коэффициенты сверхсжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z_CT = 1); R_H, R_T , R_СТ - газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Т_Н и Т_К - температура в залежи соответственно начальная и текущая; Т_СТ = 293К. Можно считать, что при движении газа в пласте

.

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то

.

Значение R может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений.

При газовом режиме в уравнении (3.22) Щ_В = 0 и Щ_H = Щ = const. В этом случае уравнение (3.22) перепишется в виде:

, (4.23)

где

Для упруговодонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (3.22) запишется несколько в другом виде:

. (4.24)

Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Q_Д, добытого за определённый промежуток времени, к падению давления в залежи за тот же промежуток времени, согласно (4.21), есть величина постоянная:

. (4.25)

Если б в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи упруговодонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение б со временем уменьшается.

Для многопластовых месторождений, при перетоке газа из одного горизонта в другой, для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (4.23) или (4.25), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.

Режим работы газовой залежи можно определить графически путём построения зависимости изменения (приведённого средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Q_ДОБ во времени (рис.30, кривая1).

Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведённым пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе эксплуатации носит линейный характер. При этом, если в зависимости (4.23) не учитывать коэффициент сверхсжимаемости, то значение б не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис.30, кривая 5). Поэтому режим эксплуатации залежи ошибочно можно принять за упруговодонапорный. При водонапорном режиме характер изменения приведённого пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме.

p_Т^*

Рис.30. Изменение в зависимости от : Режимы: 1 - газовый; 2 - жёстководонапорный; 3 - газоводонапорный; 4 - переток газа; 5 - зависимость p_T от Q_Д

Теоретически при жёстком водонапорном режиме постепенно уменьшается объём залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т. е. значение в процессе эксплуатации залежи должно оставаться постоянным (кривая 2).

При упруговодонапорном режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе эксплуатации газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кривая 3). Это объясняется незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Q_Д можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности, по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК, путём прослеживания положения ГВК в процессе эксплуатации; по данным, полученным при обводнении, после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

4.5 Подсчёт запасов газовой залежи

Запасы подразделяются на потенциальные и извлекаемые (подробнее см. п. 2.9.4).

Извлекаемые запасы газа отличаются от потенциальных на величину коэффициента газоотдачи з (отношение извлекаемого количества газа Q_и к общему количеству газа в пласте до начала эксплуатации Q), т. е.

, (4.26)

где - остаточный запас газа в пласте; - минимальное остаточное давление в пласте при устьевом давлении р_у = 0,103 МПа,

Из формулы (3.26) видно, что чем выше начальное давление в пласте, тем больше з.

Приведённые формулы справедливы для неизменного объёма порового пространства и состава газа. При проявлении упруговодонапорного режима эксплуатации Щ_Т будет переменной величиной, зависящей от времени и других параметров.

При разведке и разработке газовых месторождений запасы газа определяют как объёмным методом, так и по падению давления. Объёмный метод распространён наиболее широко, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан этот метод на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта, для чего бурят значительное число разведочных скважин с большим отбором керна из продуктивных пластов.

В неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых коллекторах, достоверные параметры такие, как эффективная пористость m и эффективная толщина h пласта или их произведение (коэффициент ёмкости коллектора), трудно определить.

Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчёта запасов газа основан на использовании уравнения материального баланса (4.22) и считается более надёжным. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объёму порового пространства и точный учёт количества добытого газа.

Для точного определения средневзвешенного давления необходимо знать, как и в объёмном методе, распределение коэффициента ёмкости коллектора mh по площади пласта.

Подсчёт потенциальных (пластовых) запасов газа объёмным методом.

Запасы, т. е. объём газа, находящегося в пласте, определяют, исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа. Для элемента объёма пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем

, (4.27)

где dQ - запас газа в элементе газоносного пласта объёмом dV, приведённый к стандартным условиям ( = 0,103 МПа и Т_СТ = 293 °К); р - пластовое давление, МПа; Т - пластовая температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для данного состава газа; m - пористость; б - коэффициент газонасыщенности; dЩ = mбdV - объём порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, p, T, z и б переменные как по толщине пласта, так и по площади залежи.

Запасы газа определяют путём интегрирования уравнения (4.27) в пределах запаса газа от 0 до Q, и объёма V, представленного в виде произведения площади F газоносной части пласта и эффективной толщины h пласта

, (4.28)

где i - число участков, соответствующих данному значению удельных запасов газа I_i.

Методика определения запасов газа по формуле (3.28) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяются удельные запасы газа

, (4.29)

где j--число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносятся на карту и, соединением линиями точек с одинаковыми их значениями, строится карта удельных запасов газа. По этой карте определяются площади, соответствующие каждому значению I. И тогда запасы газа для пласта в целом вычисляются по формуле

, (4.30)

где i - число участков, соответствующих данному значению I_i.

Часто потенциальные запасы газа определяют по формуле

, (4.31)

в которой Т_СР, р_РС, z_СР, m_СР, б_СР, h_СР принимаются постоянными, либо как среднеарифметические значения, либо как средневзвешенные значения по толщине и площади каждого параметра в отдельности из соответствующих карт.

Извлекаемые запасы газа при подсчёте объёмным методом составят

. (4.32)

Из сказанного видно, что применяемый на практике объёмный метод подсчёта запасов газа с помощью формулы (4.31) требует большого объёма вычислений и построения значительного числа карт, необходимых для определения средних значений параметров пласта. Каждый параметр определяют раздельно вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (4.28), и при этом можно получить как завышенные, так и заниженные запасы газа по сравнению с фактическими.

Подсчёт запасов газа по падению давления.

Подсчёт запасов газа по падению давления в однопластовых месторождениях при газовом режиме. Данный метод основан на использовании уравнения материального баланса (4.22), в котором для случая многопластовых залежей введено количество перетекшего газа Q_П, приведённого к стандартным условиям (при перетоке из других пластов берётся со знаком минус, в случае утечки -со знаком плюс) и, кроме того, принимается, что для всего пласта значения параметров Т и z средние и состав газа в процессе разработки постоянен

(R = const).

. (4.33)

Если не происходит переток газа, а режим разработки газовый (Q_П = 0 и Щ_Н = Щ_Т = Щ = const), уравнение (4.33) принимает вид (4.23).

Обрабатывая экспериментальные данные, полученные при эксплуатации месторождения, графическим путём в координатах (приведённого средневзвешенного пластового давления газовой залежи) и суммарного отбора газа Q_Д можно найти значение 1/б как тангенса угла наклона прямой p/z к Q_Д.

Потенциальные начальные запасы газа определяют по формуле (4.23) при = 0.

. (4.34)

Коэффициент б можно также найти по методу наименьших квадратов. По методу падения давления можно уже при отборе 5--6 % от начальных запасов достаточно точно определить запасы газа. Применение этого метода позволяет ускорить промышленную разведку газовых месторождений. В связи с этим, практически на всех месторождениях создаётся возможность ввода их в опытно-промышленную эксплуатацию и определения запасов по методу падения давления.

В течение опытно-промышленной эксплуатации месторождения отбирается от 5 до 10 % от первоначальных запасов газа. В этот период уточняются запасы газа методом падения пластового давления, в полном объёме проводятся геофизические, гидродинамические и акустические исследования скважин для уточнения геологического строения пласта, определения параметров и степени неоднородности пласта и других исходных данных для составления проекта разработки месторождения с оптимальным значением газо- и компонентоотдачи.

Подсчёт запасов газа по падению давления в многопластовых месторождениях при газовом режиме. Запасы газа многопластовых месторождений при раздельной эксплуатации горизонтов и отсутствии перетоков газа можно определять отдельно для каждого горизонта по методу падения давления, применяемому для однопластовых месторождений.

При совместной их эксплуатации двух пластов с различными пластовыми давлениями, т. е. если , неизбежны перетоки газа, происходящие до момента, когда указанное неравенство будет соблюдаться. Зависимость от Q_Д в этом случае будет характеризоваться кривой вида 4, показанной на рис.30. Начальный участок этой кривой соответствует перетоку.

Запасы газа после окончания перетока можно определить по конечному прямолинейному участку кривой. Первоначальные запасы устанавливают проведением линии, параллельной конечному участку кривой, через ординату, соответствующую пластовому давлению.

Аналогичный вид имеет кривая зависимости от Q_Д, построенная по данным эксплуатации однопластового месторождения при неполном учёте всего добываемого газа из залежи, например вследствие аварийного фонтанирования. Кроме того, аналогичный вид зависимости от Q_Д, может быть и при отсутствии перетока, например, когда средневзвешенное значение р_пл занижено вследствие того, что это давление не было учтено в неразрабатываемых частях залежи.

Приведённая зависимость по внешнему виду напоминает кривую, соответствующую проявлению водонапорного режима (рис.30., кривая 3). Поэтому при анализе полученных кривых подобного вида следует учитывать, что проявление водонапорного режима для большинства месторождений начинается не в начале эксплуатации, а после отбора из залежи довольно значительного количества газа.

4.6 Исследование газовых скважин и пластов

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объёмов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об её структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующее.

Параметры пласта-коллектора:

· геометрические характеристики пласта и залежи, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежи, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта газ -- вода и его изменение в процессе разработки и др.;

· коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер его изменения по площади и разрезу);

· прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

· ёмкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

· физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сверхсжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твёрдой серы и др.) и характер их изменения при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

· характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

· энергосберегающий (критический) дебит;

· предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит, максимально допустимые дебиты без разрушения пласта и подтягивания воды к забою скважин);

· оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

· интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

· коррозионная активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

· фильтрационные и ёмкостные параметры водоносной части пласта;

· физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями. Например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчётом на базе известных соотношений, связывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустико-гидродинамических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объём комплексных исследований определяются их назначением. Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной или опытно-промышленной эксплуатации. Задачей исследований является изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических и акустико-гидродинамических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газодинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводят регулярно, не реже одного раза в год на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для уточнения во времени изменения энергосберегающих дебитов, их распределения и начального дополнительного и фильтрационного (НФС) сопротивления по разрезу вскрытого пласта, а также для анализа и контроля за процессом разработки. При этом основное внимание следует уделять правильному установлению технологического режима, в том числе и энергосберегающего. В большинстве случаев используют только газогидродинамические и акустико-гидродинамические методы.

Специальные исследования проводят на скважинах для выполнения работ, обусловленных специфическими условиями разработки каждого конкретного месторождения, в том числе:

· контроль за положением контакта газ -- вода в специальных скважинах с помощью геофизических методов;

· установление эффекта при проведении различного рода мероприятий по интенсификации притока газа;