Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендует­ся закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пла­стах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются в СССР от 400 до 2500 м, а в США — от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов долж­на проектироваться большая плотность добывающих скважин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуати­руют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возни­кает необходимость ограничения отбора, например, при неустой­чивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при нали­чии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспортировки. При необхо­димости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессор­ных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4...5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно мо­жет быть значительно меньшим.

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки неф­ти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной отороч­ки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта, снижа­лось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется переме­щение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части неф­ти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротив­ления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов рекомен­дуется больший диаметр скважин.

6.5.8. Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводо­роды, называются газоконденсатными.

Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке га­зоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержани­ем давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсат! |ую установку, в которой при соответствующих давле­нии и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20% пре­вышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением че­рез нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержа­ния пластового давления, то на первой стадии их разработки следу­ет ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления макси­мальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может до­стигать 75%.

6.5.9. Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализи­рованной научно-исследовательской организацией и предусматри­вающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокуп­ность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пла­стов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтраци­онной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообща­емое™ и т.д. система разработки месторождения может предусма­тривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разра­ботки. Будучи увязанными между собой, системы разработки от­дельных эксплуатационных объектов составляют рациональную си­стему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая способ­ствует более полному извлечению из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Раци­ональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех при­родных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, приме­нение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на много пластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздей­ствия на залежь или целесообразности разработки объекта с исполь­зованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнета­тельных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию про­цесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься реше­ния, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомен­дации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово- геологических исследований, по другим — могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в об­ласти технологии разработки месторождений выполняются гидро­динамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обо­снованных по геологическим данным. Из них выбирают оптималь­ный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к ра- циональноной системе разработки. Выбор оптимального вариан­та выполняют на основе сравнения динамики годовых технологиче­ских и экономических показателей разработки рассмотренных вари­антов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных ме­сторождений выполненные в разные годы и в разных масшта­бах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого- промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим усло­виям, дает возможность в значительной мере снивелировать небла­гоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и опти­мальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово- геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами за­лежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого- стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной кор­реляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объ­екта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологи­ческие профили по эксплуатационному объекту с отражением усло­вий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в це­лом по объекту и по отдельным пластам. При специфических осо­бенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распро­странения коллекторов разных типов, проницаемости и др.).

Количественными значениями характеризуются пористость, про­ницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллек­торов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина, толщина проницаемых разделов между пластами; физико- химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разны­ми методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее зна­чение по объекту в целом и по его частям, изучаемым на разных уров­нях.

К группе параметров с количественными значениями относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; неодно­родность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предпо­лагается при разработке объекта.

К важнейшим количественным значениям геологической мо­дели месторождения относятся: балансовые и извлекаемые запа­сы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; разме­ры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; раз­меры частей залежи. В числе кривых, характеризующих зависимо­сти между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фа­зовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим. На основе всех названных выше материалов из­лагаются основные геолого-физические особенности залежи, опре­деляющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Контрольные вопросы

1. Каковы принципы выделения эксплуатационных объектов в разделе месторождений?

2. Чем отличаются этажи разработки эксплуатационных объек­тов?

3. Какие геологические факторы определяют систему размеще­ния эксплуатационных скважин на площади залежи?

4. Какими геологическими факторами определяется система за­воднения?

5. Чем отличаются методы интенсификации добычи от методов увеличения нефтеотдачи?

6.6. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождения

6.6.1. Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуются непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня до­бычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т.п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются присущими им осо­бенностями изменения технологических и технических показателей.

Группа авторов (М.М. Иванова 1976 г.) Министерства нефтяной промышленности предложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии разработки.

I стадия — освоение и ввод скважин в эксплуатацию после буре­ния. Характеризуется ростом добычи нефти при небольшой ее об­водненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

II стадия — поддержание достигнутого наибольшего уровня до­бычи нефти. Отличается относительно стабильным высоким уров­нем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к кон­цу периода и переходом на механизированный способ эксплуатации скважин.

III стадия — значительное снижение добычи нефти. Отмечается резким ростом обводненности продукции, снижается годовая добы­ча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда,

Рис. 110. Стадии (I—IV) разработки залежей нефти с различной характеристикой. Разработка: а — небольших залежей с маловязкой нефтью и естественным водонапорным режимом; б — крупных залежей маловязкой нефти с применением заводнения; в — залежей высоковязкой нефти с применением заводнения

 

почти весь фонд скважин эксплуатируется механизированным спо­собом. II и III стадии выделяются по 90%-ному уровню темпа отбо­ра нефти.

IV стадия — завершение разработки залежи. Характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой об­водненностью продукции и действующих скважин.

Границы между стадиями более или менее надежно можно уста­новить по изменению среднегодового темпа отбора нефти. При этом наиболее трудно определить границу между III и IV стадия­ми. М.М. Иванова предлагает за эту границу принимать точку на кривых изменения дебитов, в которой темп добычи нефти близок к 2% от начальных извлекаемых запасов. Это своего рода раздел между основными (I—III) и завершающей (IV) стадиями разработ­ки залежей.

Изменение годовых темпов отбора нефти в процентах от на­чальных извлекаемых запасов нефти в зависимости от геолого- технологических факторов наглядно иллюстрирует рис. 110.

⇐ Предыдущая16171819202122232425Следующая ⇒

Поделиться: