Режимы работы газовых пластов

Под режимом газового месторождения понимается проявление движущих сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин. Существуют два режима эксплуатации газовых месторож­дений: газовый и водонапорный.

Газовый режим

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи P_пл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0.9 – 0.97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

Упруговодонапорный режим

Упруговодонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0.2 млн. м³ воды в результате отбора 1 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0.2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0.5 до 0.95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

 

13.4 Метод материального баланса и его применение для изучения газовых залежей. Газоотдача газовых пластов. Схемы расчетов газоотдачи при газовом и водонапорном режимах. Конденсатоотдача.

 

Уравнение материального баланса для газовой залежи-основа метода определения запасов газа по данным об изменении добытого количества газа и средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления. Уравнение материального баланса в той или иной форме записи используется при опреде­лении показателей разработки месторождений природного газа в условиях газового или водонапорного режима. Дифференциальные уравнения истощения газовой залежи применяются в расчетах пока­зателей разработки газовых месторождений в период падающей до­бычи газа. Приведем вывод этих широко распространенных уравне­ний.

Газовый режим

Согласно принципу материального баланса, начальная масса М_н газа в пласте равняется сумме отобранной к моменту t массы газа М_доб и оставшейся на момент t массы газа М_ост в пласте, т.е.

, (13.18)

 

Если обозначить начальный объем порового пространства через Ω _н, а средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение газонасыщенного объема к общему поровому объему зале­жи) через , то начальная масса газа в залежи до ее разработки будет

, (13.19)

Здесь r_н - плотность газа при пластовой температуре Т_пл и начальном пластовом давлении.

Согласно уравнению состояния для реального газа

, (13.20)

где r_ат - плотность газа при Р_ат и Т_пл ,

z_н и z_aт - коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре Т_пл и давлениях Р_н и Р_ат со­ответственно.

Следовательно, начальная масса газа в пласте равняется

, (13.21)

По мере разработки газовой залежи давление в ней падает. Пластовая температура в процессе разработки газового месторождения остается (практически) неизменной. Тогда к некоторому моменту t при среднем пластовом давлении масса газа в пласте

, (13.22)

Пусть изменение во времени отбора газа из залежи в единицу времени определяется функциональной зависимостью . Тогда за время t суммарная масса отобранного газа составит

, (13.23)

С учетом выражений (13.21)-(13.23) уравнение материального баланса для газовой залежи в случае газового режима записывается в виде

, (13.24)

Здесь - количество добытого газа к моменту t, приведенное к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Обычно добытый из залежи объем газа вычисляется при стандартной температуре и Р_ат. Добытое количеество газа, приведенное к стандартным условиям, обозначим . В этом случае уравнение матриального баланса принимает вид

, (13.25)

 

Коэффициент z_ат близок к единице. Уравнение материального баланса (13.24) можно получить интегрированием дифференциального уравнения истощения газовой залежи. Поступи наоборот. Из уравнения (11.24) получим дифыеренциальное уравнение истощения газовой залежи. Для этого продифференцируем по времени уравнение (13.23):

, (13.26)

 

С учетом выражения добытого количества газа (13.23) получаем следующее искомое уравнение

, (13.27)

 

Из уравнения (13.27) следует, что количество отбираемого в единицу времени газа в момент t пропорционально скорости (темпу) изменения приведенного среднего пластового давления в залежи на тот же момент.

Водонапорный режим

При водонапорном режиме формулировка принципа материального баланса следующая: начальная масса газа в пласте равняет­ся сумме добытой массы газа и массы газа, оставшейся в газонасы­щенном и обводненном М_обв объемах пласта.

Так как обводненный объем пласта равен , то в этом объеме при среднем коэффициенте остаточной газонасыщенности a_ост находится газ в количестве

, (13.28)

 

Следовательно, уравнение материального баланса для газовой залежи в условиях водонапорного режима с учетом неполноты вытеснения газа водой записывается в виде:

, (13.29)

 

Здесь - среднее давление в обводненном объеме пласта;

- коэффициент сверхсжимаемости при и Т_пл;

a_ост - отно­шение защемленного объема газа (при давлении и температуре Т_пл)к общему поровому объему обводненной зоны пласта.

По дан­ным лабораторных исследований, коэффициент остаточ­ной газонасыщенности зависит от давления в обводненном объе­ме, что и отражено в уравнении (13.29).

При среднем коэффициенте остаточной суммарное количество воды Q_в(t), поступившей в залежь к некоторому моменту t, распределится в объеме .

Тогда газонасыщенный объем (внутри контура газ-вода) ко времени t составит:

, (13.30)

Таким образом, под текущим газонасыщенным объемом (в 13.29) понимается его выражение согласно (13.30).

Не представляет труда из уравнения материального баланса (13.29) получить дифференциальное уравнение истощения залежи при водонапорном режиме.

Принципиальных затруднений для использования (13.29) и (13.30) при определении показателей разработки газовых месторождений в условиях водонапорного режима не имеется. Однако исполъзование указанных формул усложняет методику расчетов, что объясняется необходимостью определения a_ост и учета изменения этого коэффициента от переменного давления . Кроме того, при анализе фактических данных затрудняется определение зависимости . Расчеты значительно упрощаются, если в (13.29) принять следующее допущение

, (13.31)

Условие (13.31) характеризует допущение о том, что газ защеляется при давлении, равном среднему пластовому давлению в зале­жи, и изменение коэффициента остаточной газонасыщенности опре­деляется изменением во времени среднего пластового давления, т.е. . Тогда из (13.29) с учетом (13.30) и (13.31) получим

, (13.32)

 

Важность уравнення (13.32) состоит в том, что для использования его, благодаря допущению (13.31), не требуется знания трудно опре­деляемой обводненной зоны пласта и установления зависи­мости ее изменения во времени. Уравнение (13.32) обеспечивает высо­кую точность при прогнозных расчетах до отбора из залежи 50% и более от начальных запасов газа в пласте. При больших отборах не­обходимо использовать уравнения (13.29) и (13.30).

В ряде случаев, при значительной неоднородности пласта по коллекторским свойствам, в обводненной зоне может оставаться газ и виде макрозащемленных объемов. Тогда при анализе разработки в уравнении материального баланса его необходимо учитывать.

Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85-95%, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.

Основными физическими факторами, влияющими на коэффициент газоотдачи являются: 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.

Газоотдача при газовом режиме

Если разработка некоторого месторождения экономически оправлана до конечного пластового давления , то извлекаемые запасы газа из пласта равняются

, (13.33)

Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запаса газа Q_зап с учетом уравнения (13.33) можно записать в виде:

, (13.34)

В некоторых случаях рентабельный отбор газа из месторождения определяется не , а средним давлением в дренируемой зоне пласта. Определение коэффициента газоотдачи по (13.34) возможно если режим месторождения газовый.

В случае водонапорного режима конечный коэффициент газоотдачи может быть оценен по уравнению

, (13.35)

 

Здесь Ω _в и Ω _н – обводненный и газонасыщенный поровые объемы на конец разработки залежи.

Уравнение (13.35) учитывает только микрозазещемленные объемы газа, остающегося в обводненной зоне пласта.

На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) размещение скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.

Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью:

, (13.36)

где: α - коэффициент газонасыщенности;

m - коэффициент эффективной пористости.

Влиянием коэффициента проницаемости на газоотдачу можно пренебречь. Коэффициент газоотдачи практически не зависит от вязкости газа и воды и поверхностного натяжения на границе фаз (при различных температурах), а также от давления вытеснения и скорости вытеснения газа водой. На этот коэффициент в основном влияют капиллярные процессы, происходящие при вытеснении газа водой, а также коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Чем больше макро- и микронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи.

Со снижением пластового давления в обводненной зоне пласта увеличивается коэффициент остаточной газонасыщенности, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости для воды. Стабилизация коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды происходит практически одновременно. После достижения критической газонасыщенности “защемленный” газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить ее газоотдачу.

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество “защемленного” ею газа.

В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.

Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.

Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С₅₊) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальное давление и температура.

Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75% - при поддержании давления при закачке воды в залежь.

Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению

, (13.37)

 

где: ρ _нк - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.

 

13.5 Системы размещения скважин при разработке газовых залежей в условиях различных режимов.

Рациональное размещение скважин на продуктивной площади имеет большое значение. На рассматриваемом газовом (газоконденсатном) месторождении могут быть приняты различные сетки размещения скважин. Сетка размещения скважин существенно влияет на все технико-экономические показатели разработки месторожде­ния и обустройства промысла. Рациональная система размещения скважин обосновывается технико-экономическими расчетами. Расчетам и анализу подвергаются различные возможные схемы размеще­ния скважин на площади газоносности. В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы разме­щения скважин.

1. Равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке (рис.13.8).

 

Рис.13.8. Схемы размещения скважин по равномерной сетке:

а - квадратная; б - треугольная сетка

 

2. Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин (рис.13.9 и 13.10).

Рис.13.9. Схема размещения добывающих скважин в виде цепочки

Рис.13.10. Схема размещения скважин в виде кольцевых батарей

 

3. Размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи (рис.13.11).

Рис.13.11 Схема размещения добывающих скважин в центральной (сводовой) части залежи

4. Размещение скважин в виде кустов (рис.13.12)

Рис.13.12. Схема размещения скважин в виде кустов

 

 

5.Неравномерное размещение скважин на площади газоносности (рис.13.13).

Рис.13.13. Схема размещения скважин по неравномерной сетке

 

С точки зрения теории проектирования разработки газовых месторождений, под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется депрессионной воронки, т.е. пластовые давления вдали от каждой скважины примерно одинаковы и близки к среднему пластовому давлению на соответствующий момент. Тогда динамика дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом.

Следовательно, геометрически равномерное размещение скважин на площади газоносности удовлетворяет отмеченному условию лишь при достаточной однородности пласта по коллекторским войствам. В случае существенной неоднородности пласта под равномерной сеткой размещения газовых скважин можно понимать такую, при которой приблеженно выполняется соотношение (Г.А. Зо­тов, 1966).

, (13.38)

Здесь q_i – дебит i-й скважины; - газонасыщенный объем дренирования i-й скважины.

При переменных во времени дебитах в (13.38) подставляются значения соответстующих добытых количеств газа по каждой скважине.

При разведке газовых и газоконденсатных месторождений для изучения их геологического строения бурят определенное число раведочных скважин, зависящее от степени неоднородности продуктивных отложений по коллекторским свойствам, от тектонического строения месторождения, его конфигурации и других факторов. С вводом месторождения в разработку большинство разведочных сква­жин переводится в добывающие. Следовательно, размещение разве­дочных скважин может значительно влиять на систему размещения добывающих скважин. Поэтому на практике наиболее распространена, схема неравномерного размещения скважин на площади газо­носности. В общем случае первые три схемы «искажаются» системой разведочных скважин. Иногда потребное число газовых скважин для разработки месторождения оказывается меньше числа разведочных скважин, переводимых в добывающие. Следовательно, здесь система размещения разведочных скважин целиком определяет соответ­ствующие технико-экономические показатели разработки месторож­дения. Такое положение довольно часто создается при разведке и разработке небольших по запасам месторождений природных газов.

На сетку размещения добывающих скважин влияют поверхностные условия. На газовых месторождениях севера Тюменской области лимитирующим фактором в определенной мере служит заболочен­ность части территории промысла. На сетку скважин Оренбургского месторождения повлияли населенные пункты, сельскохозяйственные угодья, а также пойменная зона р. Урал (с точки зрения интересов рыбного хозяйства). Аналогична ситуация на Астраханском место­рождении.

Необходимое число газовых скважин для обеспечения плана добычи газа, как правило, с течением времени увеличивается. При выборе, например, равномерной системы размещения скважин сетку скважин устанавливают исходя из необходимости размещения на площади газоносности потребного проектного числа скважин на определенный момент (на конец периода постоянной до­бычи газа или на конец бескомпрессорного периода). Тогда в любой другой момент, сетка скважин будет отличаться от равномерной в связи с постоянным добуриванием скважин. Поэтому классификация первых трех систем размещения скважин в определенной мере услов­на.

Рассмотрим кратко, в каких случаях какой системе можно отдать предпочтение.

1. Равномерное размещение скважин рекомендуется при разработке газовых (газоконденсатных) месторождений в условиях газо­вого режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам. В этих условиях при равномерном разме­щении скважин на площади газоносности пластовые давления в каждый момент изменяются отточки к точке пласта незначительно и близки к среднему пластовому давлению. Дебиты газовых скважин, при прочих равных условиях, определяются пластовым давлением. Поэтому дебиты газовых скважин при равномерном их размещении больше, чем при других сетках (при прочих равных условиях и однородности пласта по коллекторским свойствам). Это означает, что и необходимое число скважин для разработки месторождения оказывается минимальным.

При равномерной сетке размещения давления на устьях скважин близки между собой и падают медленнее чем при других схемах размещения скважин. Следовательно, при равномерном размещении скважин месторождение может дольше разрабатываться без дожимной компрессорной станции, а потребная мощность ее возрастает во времени медленнее. При рассматриваемой схеме размещения скважин отодвигается необходимость ввода установок искусственного холо­да. Вместе с тем при равномерном размещении скважин увеличивает­ся протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

На основе проведенных исследований Е.М. Минский сделал сле­дующий вывод относительно равномерной сетки размещения сква­жин на площади газоносности. Пусть на месторождении прямоугольной формы и однородном по коллекторским свойствам рас­сматриваются системы равномерного размещения скважин (рис.13.14). В этом случае увеличение числа скважин в равномерной сетке уменьшает коэффициент фильтрационного сопротивления А в уравнении притока газа к скважине. Коэффициент фильтрационного со­противления В практически не зависит от числа скважин. Следовательно, один и тот же дебит скважин схемы в (см. рис.13.14) будет по­лучаться при меньшей депрессии на пласт, чем в схемах а и б. При этом все скважины схемы в находятся в одинаковых условиях, т.е. при сделанном допущении об однородности пласта по коллектор­ским свойствам эксплуатируются при одинаковых дебитах.

 

Рис.13.14 Схема уплотнения сетки скважин

 

Естественно, что увеличение числа скважин при сохранении их дебитов приводит к более быстрому истощению газовой залежи. Итак, увеличение числа скважин на газовом месторождении определяет непрерывное увеличение отбора газа из месторождения.

При относительно длительном разбуривании месторождения последующие скважины характеризуются меньшей продуктивностью. Одна из причин состоит в ухудше­нии условий бурения, заканчивания, цементирования и освоения скважин в условиях снижающихся пластовых давлений.

Постоянное число скважин может обеспечить постоянный отбор газа из месторождения лишь при увеличении в скважинах депрессии на пласт (в связи с расходом упругой энергии в процессе разработки газового месторождения). Сделанные здесь выводы не касаются случаев резкого изменения геометрии фильтрационных потоков при увеличении числа скважин на площади газоносности.

Считается, что при равномерном размещении скважин в условиях водонапорного режима будут интенсивнее обводняться скважины и месторождение.

С точки зрения теории разработки месторождений природных газов рассматриваемая схема размещения скважин наиболее проста. Расчетные методы определения показателей эксплуатации для дан­ной схемы также наиболее просты и разработаны.

2. Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек ис­пользуется при проектировании систем разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа или воды.

При размещении скважин в виде кольцевых батарей или цепочек быстрее (чем при равномерном размещении) падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод допол­нительных скважин для разработки месторождения. Газосборные си­стемы и промысловые коммуникации при рассматриваемой системе размещения отличаются компактностью.

Сква­жины, подключаемые к УКПГ, размещаются на площади сравни­тельно небольшого радиуса. В результате создаются условия для безгидратной эксплуатации системы сбора газа (малые длины шлейфов) (рис.13.12). Такое размещение скважин ускоряет освоение место­рождения, сокращает капитальные вложения в систему обустройства промысла.

Подчинение системы разработки месторождения нуждам системы обустройства промысла представляется спорным. При значительных глубинах залегания залежей газа перспективно бурение наклонных скважин. Это позволяет концентрировать устья скважин на заданной ограниченной площади промыслаи реализовывать требуемую сетку скважин на площади газоносности. Такой подход целесообразен при разработке месторожде­ний природных газов в шельфовых зонах.

3. Обосновывается и подтверждается расчетами целесообразность размещения добывающих скважин в наиболее продук­тивных зонах месторождения, в частности, в центральной, купольной части месторождения. В одном кусте несколько скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 50 - 70 м, расстояние между кустами составляет около 1, 5 км.

Основные доводы в пользу названной системы размещения скважин следующие. Предполагается, что при размещении скважин- в центральной части месторождения (часто в « сухом поле», т.e. там, где отсутствует контурная вода) продлевается период; безводной эксплуатации скважин. Нередко коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. Однако конечное необходимое число скважин для разработки месторождения, время ввода в эксплуатацию и потребная мощность ДКС зависят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки. Следовательно, существует оптимальная зона разбуривания, обеспе­чивающая наилучшие технико-экономические показатели разра­ботки месторождения и обустройства промысла.

Для сопоставления рассматриваемых систем размещения скважин проанализируем следующий гипотетический случай разра­ботки месторождения.

Предположим, месторождение имеет круговую форму. Пласт од­нороден по коллекторским свойствам. Режим месторождения газовый. Рассматриваются три возможные системы размещения скважин.

1.Равномерное размещение на площади газоносности.

2.Однобатарейное размещение.

3. Размещение скважин в центральной зоне.

Скважины во всех вариантах размещения эксплуатируются при одинаковых допустимых депрессиях на пласт. Сопоставим распределения давления в пласте для трех вариантов размеще­ния скважин на момент, когда отобрано одинаковое количество газа. На рис.13.15 схематично изображены профили давления для рассматриваемых систем размещения скважин на гипотетическом месторождении.

Для всех трех вариантов размещения скважин имеем одина­ковое среднее пластовое давление (отобрано одинаковое количе­ство газа в каждом варианте). Однако забойные давления при этом могут существенно различаться. Из рис.13.15 следует, что забойные давления при равномерном размещении скважин больше, чем при батарейном Р_с.б. и цетральном расположении скважин Р_с.ц. т.е.

, (13.39)

В зависимости от соотношения радиуса батареи и радиуса области центрального размещения скважин это неравенство может иметь вид

, (13.40)

Это приводит к более быстрому снижению дебитов скважин, раннему вводу в эксплуатацию ДКС, установок искусственного холода для вариантов с батарейным и центральным размещени­ем скважин. Вследствие большей интерференции скважин для двух последних сеток (при одинаковой депрессии) дебиты скважин бу­дут меньше, а необходимое их число больше, чем при равномер­ном размещении скважин.

Рис.13.15. Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного и центрального размещения скважин на залежи, однородной по коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа)

 

Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду структуры, то, например, при размещении скважин в центральной зоне необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами. Если число батарей увели­чить, то показатели этого варианта разработки могут оказаться лучше, чем показатели размещения скважин в центральной зоне. При значительном числе батарей сетка размещения скважин при­ближается к равномерной и т.д.

Таким образом, если на некотором рассматриваемом месторождении ожидается газовый режим, то, как правило, нельзя заранее предугадать, какая из возможных систем размещения скважин будет эффективнее.

При водонапорном режиме для выбора оптимальной си­стемы размещения скважин на площади газоносности также сле­дует определить газогидродинамические и технико-экономические показатели различных систем размещения скважин. Однако в этом случае существенно усложняются газогидродинамические ме­тоды расчета.

При водонапорном режиме задача усложняется в связи с необходимостью детальной геологической информации о строении месторождения, коллекторских свойствах пласта и их изменении по площади залежи и толщине пласта. При водонапорном режиме предпочтение нельзя отдать сра­зу ни одной из рассматриваемых систем размещения скважин на площади газоносности. Распространенное мнение о преимуществе размещения скважин в центральной части залежи при водона­порном режиме не всегда оправдано.

Для примера рассмотрим гипотетическую залежь, подстилаемую контурной водой. Коллекторские свойства залежи неодно­родны по толщине пласта. Проанализируем две системы разме­щения скважин на залежи - равномерную и в центральной зоне (рис.13.16 а, 6). Пусть при размещении скважин в центральной зоне скважины полностью вскрыли продуктивную толщу (рис.13.16, б), а при равномерном размещении скважин толщина вскры­та так, как показано на рис.13.16, а.

 

Рис.13.16. Схемы равномерного размещения скважин с избирательным вскрытием (а) и размещения совершенных по степени вскрытия скважин в центральной зоне (б)

Из рис.13.16, а, б следует, что скважины, размещенные в центральной зоне, подвергаются большей опасности быстрого обводне­ния по пропластку В, чем при равномерном размещении. В то же время сопоставляемые схемы размещения примерно равноценны, на­пример, в отношении обводнения по пропластку А. Следовательно, при водонапорном режиме имеет значение не только система размещения скважин на площади газоносности, но и характер размещения их на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений. Так, на месторождениях газа севера Тюменской области, согласно исследованиям О.Ф. Андреева, С.Н. Бузинова, Н.А. Букреевой, Н.Г. Степанова, Л.С. Темина, О.Ф. Худякова (1974) применяется схема дифференцированного по разрезу дренирования пласта (рис.13.17).

 

Рис.13.17. Схема дифференцированного дренирования водоплавающей залежи при кустовом размещении скважин

 

Равномерная система размещения скважин (не обязательно, как отмечалось, геометрически правильная сетка) может иметь и дру­гие преимущества перед системой размещения в центральной зо­не. В результате более высоких пластовых давлений в первом слу­чае дебиты скважин могут оказаться большими (на момент ра­венства отобранных количеств газа), необходимое число скважин - меньшим. По этой же причине в первом случае увеличивается продолжительность бескомпрессорного периода эксплуатации.

Система равномерного размещения скважин на площади га зоносности при водонапорном режиме (как и при газовом) может оказаться предпочтительной при резкой литологической изменчивости продуктивных отложений. Эта система способствует приоб­щению к дренированию выклинивающихся пластов и пропластков, увеличению конечного коэффициента газоотдачи. Поэтому сква­жины первой очереди (необходимые для осуществления опытно-промышленной эксплуатации) следует располагать по достаточно равномерной сетке. Затем по мере изучения месторождения после­дующие скважины сосредотачиваются в более продуктивных зонах и зонах с наибольшими удельными запасами газа.

⇐ Предыдущая21222324252627282930Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
2. Административно – правовые режимы: понятие, признаки, назначения, правовое регулирование, виды
3. Виды, методы и режимы стерилизации (см. таблицу)
4. Глава 11. СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАЛОГОВЫЕ РЕЖИМЫ
5. Глава 2. СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАЛОГОВЫЕ РЕЖИМЫ
6. Изменение активной мощности. Режимы генератора и двигателя.
7. Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
8. Кафедра «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика»
9. Кафедра: Разработки нефтяных и газовых месторождений
10. Конструкция эксплуатационных забоев нефтяных и газовых скважин. Область их примене- ния.
11. ЛЕКЦИИ К КУРСУ РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
12. ЛЕКЦИЯ 10. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН