Газоотдача пластов при разработке газовых месторождений реферат

Обновлено: 05.07.2024

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Реферат

Тема: Особенности разработки залежей с газовой шапкой

Автор: студент группы НД-17-3 ____________ /Синкевич А.В./

Дата: _________________
Проверил: доцент ____________ /Мигунова С.В./

Введение

В нефтегазовых месторождениях начальное пластовое давление значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

естественные (образуются либо поступившим в ловушку нефти и газа свободным газом, либо за счёт дегазации предельно газонасыщенной нефти в результате тектонического подъёма территории);
искусственные (формируются в процессе разработки залежи нефти при падении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом).

Если газовая шапка по объему составляет меньшую часть залежи, то залежь называется нефтегазовой; при обратном отношении объемов - газонефтяной.

Рис. 1. Классификация залежей по соотношению газовой шапки и нефтяной оторочки

Особенности залежей с газовой шапкой

Рис.2. Модель залежи с газовой шапкой

наличием в одном коллекторе двух неизолированных между собой скоплений нефти и свободного газа;
близостью расположения водо- и газонефтяного контактов;
практически неизменными в процессе разработки контурами залежи (в плане);
практически равномерным распределением пластовой энергии по объему залежи;
равенством начального пластового давления и давления насыщения нефти газом.

выбор очередности извлечения запасов нефти и газа;
выбор оптимальной плотности сетки скважин;
величина и местоположение оптимального интервала перфорации;
обоснование оптимальной депрессии и дебита добывающих скважин.

Режим газовой шапки

Рис. 3. Схема режима газовой шапки
В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и скоростью продвижения контакта газ — нефть (т. е. давление в отдельных участках пласта не снижается ниже давления растворимости газа в нефти). В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ — нефть).

Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. Благоприятными условиями для проявления этого режима являются высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластова-ия), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется, и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ

как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает. Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку.

Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. В связи со сказанным выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости надо закачивать газ в газовую шапку для того, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0,5—0,7.

Рис. 4. График эксплуатации при газонапорном режиме (режиме газовой шапки)

Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой

Основные принципы разработки месторождений с газовой шапкой

чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.

Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазовых месторождений должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки.

опережающая отработка газонасыщенной зоны залежи при отставании разработки нефтенасыщенной зоны:
опережающая добыча нефти из нефтенасыщенной зоны при газонапорном режиме;
одновременная разработка газовой и нефтяной частей залежи.

При опережающей разработке нефтяной оторочки за счет вытеснения нефти газом и водой создаются более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. Но и в этом случае возможно искривление поверхности газонефтяного контакта, особенно в районе добывающих нефтяных скважин, что неизбежно приведет к прорыву газа с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов.

Существенная разница имеется в размещении нефтяных скважин и установлении технологических режимов их работы. На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой характерно размещение скважин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300—400 м) . В зависимости от местоположения нефтяных скважин на залежи назначается технологический режим их работы. Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных случаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны) газа (газонефтяные зоны), или воды и газа (двухконтактные газоводонефтяные зоны).

Когда газовая шапка граничит с краевыми водами, не рекомендуется помещать эксплуатационные скважины вблизи контакта вода - газ. Однако нагнетательные скважины могут заканчиваться внутри водонасыщенной зоны, или можно использовать в качестве таковых сухие скважины, расположенные вблизи контакта вода - газ. Таким путем можно подвергнуть вытеснению сухим газом все содержимое газовой шапки, а мертвые площади, не охваченные вытеснением, свести к минимуму. Закачка сухого газа ниже контакта газ - вода применялась довольно успешно. При этом не было получено доказательств, что водонасыщенная зона над забоями нагнетательных скважин оказывает постоянное и серьезное сопротивление течению газа в пласте.

3.2. Законтурное заводнение

Наиболее эффективна система при одновременном отборе нефти и газа, при которой ГНК остается в неизменном положении на начальной отметке. Объем добычи определяется из условия равновесного давления на ГНК.

К недостаткам этой системы можно отнести сложность регулирования отбора нефти и газа при недопущении перепада давления между нефте- и газонасыщенной частями.

При восполнении пластовой энергии применение законтурного заводнения эффективно при хорошей гидродинамической связи нефтяной залежи с законтурной областью. Технологические принципы в этом случае не отличаются от применяемых при разработке чисто нефтяных залежей. Однако необходимо поддерживать давление на уровне ниже первоначального, чтобы в законтурную область не уходила закачиваемая вода. Поэтому на первом этапе залежь разрабатывается в режиме расширения газовой шапки или в режиме истощения отбора нефти и газа. Затем осуществляется нагнетание воды и разработка нефтегазовой залежи ведется при неизменном объеме газовой шапки.

3.3. Барьерное заводнение

Рис.5. С хема размещения скважин при барьерном заводнении

Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь водой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах большими газовыми шапками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Маштагинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторождение), при этом предотвращается возможный уход нефти в законтурную зону. Возможны также другие варианты разработки конкретных нефтегазовых залежей. Для поддержания давления в залежах с подошвенной водой может применяться либо законтурное заводнение, либо закачка воды под водонефтяной контакт.

4. Сложности, возникающие при разработке залежей с газовой шапкой

Исходя из статистических данных, запасы нефтяных оторочек газонефтяных и газоконденсатно-нефтяных залежей разрабатываются малоэффективно, что обуславливается частым образованием газовых конусов из газовой шапки и последующими прорывами газа в нефтяные добывающие скважины. Подобные прорывы являются причинами потери части запасов газовой шапки, а пренебрежение разработкой нефтенасыщенной части приводит к расформированию нефтяной оторочки. По причине сложности и трудоемкости разработки углеводородные запасы нефтяных оторочек относят к ТИЗ (трудноизвлекаемым запасам нефти).

В процессе разработки залежи контакты перемещаются, толщина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интервала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуатации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфорации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. Если интервал вскрытия сместился в сторону одного контакта, то предельный дебит будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса этого контакта в то время, когда противоположный конус еще не достиг предельного устойчивого состояния.

Рис.6. Конусообразование придренировании нефтяной оторочки
Для решения задачи определения технологических показателей разработки нефтегазовых залежей было предложено несколько приближенных аналитических методов, которые в основном базируются на использовании уравнений материального баланса для нефти, газа, воды или уравнений материального баланса и уравнений одномерного движения в системе галерей. В настоящее время для этих целей применяют численные методы моделирования, в частности методику ВНИИ-2. Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть.

Эффективность разработки водонефтяных зон меньше, чем нефтяных — объем добываемой воды намного больше, а конечная нефтеотдача существенно ниже. В практике разработки залежей нефти с водонефтяными зонами взято направление на системы с активным воздействием, обеспечивающие развитие послойного течения, особенно в условиях неоднородных коллекторов. Промысловым опытом доказано, что более эффективна разработка обширных водонефтяных зон самостоятельной сеткой скважин и автономным внутриконтурным заводнением, чем законтурным заводнением.

Заключение

Запасы, содержащиеся в залежах с газовой шапкой относятся к трудно-извлекаемым, поэтому их разработка требует специальных условий. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений имеют ряд отличий, описанных выше.

При стандартной схеме разработки газоконденсатно-нефтяных и газонефтяных месторождений на режиме истощения КИН (коэффициент извлечения нефти) составляет в лучшем случае около 10 %. Одновременно с этим, попытки использования вторичных методов увеличения нефтеотдачи путем ППД (поддержания пластового давления) методом заводнения при освоении нефтяных оторочек также демонстрируют малую степень эффективности.

На сегодняшний день извлечено менее 2 % от общих запасов российских газонефтяных месторождений. Столь малая цифра обуславливается неэффективной добычей нефти, тормозящей дальнейший ввод запасов газовой шапки в эксплуатацию. Поэтому, при разработке месторождения с газовой шапкой и нефтяной оторочкой часто пренебрегают запасами нефти, что, хотя и не соответствует требованию государства о достижении максимального уровня извлечения углеводородных запасов из недр, является неизбежным ввиду нерентабельности добычи нефти. Остро стоит вопрос о разработке инновационных технологий, способных обеспечить более высокие коэффициенты нефтеизвлечения.

Для характеристики эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений используют коэффициенты газоотдачи и конденсатоотдачи пластов.Коэффициентом газоотдачи р_г называют отношение объема извлеченного из пласта газа Qд к егоначальным запасам Qн .

(4.3)
Чем выше начальное и ниже конечное давление, тем больше газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторождений с хорошими коллекторскими свойствами, при высоких начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи может достигать 0,97. Для месторождений со значительной неоднородностью продуктивных пластов, сложным геологическим строением, низкими начальными пластовыми давлениями коэффициент конечной газоотдачи составляет 0,7 — 0,8.

При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой, коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, начального и конечного пластовых давлений и многих других факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется водой неполностью, часть его остается за фронтом вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабораторные исследования указывают, что при вытеснении газа водой главная причина значительных объемов защемленного газа — неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из различных участков и интервалов пласта. В зависимости от геологических условий и системы разработки месторождения коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может изменяться от 0,5 до 0,97.

Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений заключается в возможности при снижении давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Ценность конденсата ставит перед рациональной системой разработки месторождения требование наиболее полного извлечения кондег из пласта. В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления как чисто газовые) или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Полнота извлечения конденсата из пласта характеризуется коэффициентом конденсатоотдачи, под которым понимают отношение объема извлеченного из пласта конденсата к его первоначальным запасам.

На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют: способ разработки месторождения (с ППД или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата и газа, удельная поверхность пористой среды, начальное пластовое давление и температура и другие факторы. Практика разработки месторождений показывает, что коэффициент конечной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании пластового давления в процессе отбора газа. Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь газа, то коэффициент конденсатоотдачи может составлять 0,85, а при закачке воды - 0,75.

21.Системы размещение скважин при разработке месторождений природного газа.

Рациональное размещение скважин на площади газоносностиимеет большое значение для практики. На рассматриваемом газовом(газоконденсатном) месторождении могут быть приняты различные сетки размещения скважин. Сетка размещения скважин оказывает существенное влияние на все технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла. Выбор рациональной системы размещения скважин основывается на техникоэкономических расчетах. 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

1) равномерное размещение по квадратной или треугольной

2) размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек

3) размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи

4) неравномерное размещение скважин на площади газоносности

С точки зрения теории проектирования и разработки газовых месторождений под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной ≪воронки≫, т. е.пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на соответствующий момент времени. Тогда изменение 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 свойствам.

В случае существенной неоднородности пласта под равномерной сеткой размещения газовых скважин можно понимать такую, при которой приближенно выполняется соотношение.

23.Особености разработки газовых месторождений.

Одна из важных особенностей газовых залежей обусловлена тем, что вследствие высокой подвижности

газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собою единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки взаимодействуют. Это создает предпосылки для управления процессом разработки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его снижения в зонах наибольшего отбора.

Другая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью пластово-

го газа,-- высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при

одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать достаточно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т. е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей. Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для большей продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60--70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают.

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняющихся скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений . Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности и выводятся из работы по достижении высокого содержания воды в

добываемой продукции, вплоть до 95--99%. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие

объемы попутной воды. При разработке газовых залежей в условиях водонапорного режима, обусловливающего внедрение воды в залежь и появление ее в скважинах, последние выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действующего фонда скважин путем бурения дополнительных скважин. Это связано с особенностями промыслового обустройства газовых месторождений, которое по технологическим и экономическим соображениям обычно не рассчитывается на сбор и подготовку газа со значительным содержанием воды

Подсчет геологических запасов газа объёмным методом основан на знании геометрического объёма порового пространства газовой залежи, коэффициента газонасыщенности, пластового давления (начального и конечного) и величины коэффициента сверхсжимаемости при этих давлениях, температуры пласта. Запасы газа в залежи могут быть выражены следующей формулой:

где Q_г – балансовые (геологические) запасы газа, м 3 ; F – площадь нефтеносности, м 2 ; h – эффективная газонасыщенная толщина пласта, м; m – пористость пласта, дол. ед; K_н.гн – коэффициент начальной газонасыщенности, дол. ед; f – поправка на изменение температуры, дол. ед;

(7.2)

где t_ст – температура стандартная, 20 о С; t_пл – температура пластовая, о С; Р_н и Р_к – начальное и конечное пластовое давление, МПа; α_н и α_к – поправка на сверхсжимаемость газа;

где – коэффициент сверхсжимаемости газа, учитывающий отклонение свойств реального газа от идеального (отличие свойств от закона Бойля–Мариотта); Р – давление газа; V – объем газа; R – универсальная газовая постоянная; T – абсолютная температура.

7.2. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения
пластового давления при газовом режиме

Запасы газа разрабатываемых месторождений могут быть определены или уточнены по результатам кратковременной их эксплуатации методом снижения пластового давления. Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объёму газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для различных моментов времени. Путем экстраполяции графика до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа, используя соотношение

(7.3)

где Q_зап – начальные извлекаемые запасы газа, м 3 ; Q_{доб (}_t₎ – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет), м 3 ; P_нач и P_{ср (}_t₎ – давление в залежи начальное и среднее за период времени извлечения определённого объёма газа (например за 5 лет), МПа; a_нач и a_ср(_t₎ – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля–Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(_t₎).

Запасы газа приведены к атмосферным условиям. Метод подсчета запасов газа по снижению давления в случае водонапорного режима неприменим.

7.3. Режимы газоносных пластов.
Газовый и водонапорный режимы

При газовом режиме приток газа к забоям добывающих скважин происходит за счет его упругого расширения. Главные признаки проявления газового режима при разработке залежей – снижение пластового давления и практическая неизменность объема порового пространства, занятого газом [1, 6, 17].

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин происходит как за счет его упругого расширения при снижении пластового давления, так и за счет вытеснения газа поступающей из законтурной области водой. Внедряющаяся вода замедляет темп снижения пластового давления и поддерживает на высоком уровне дебиты скважин. Поэтому особенности проявления водонапорного режима – медленное снижение пластового давления и низкий темп уменьшения дебитов скважин, уменьшение объёма залежи, занятого газом.

Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Q_д во времени (рис. 7.1, 1). Как видно из данного рисунка, при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение a не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис. 7.1, 5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газоводонапорный.

При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т.е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (рис. 7.1, 2).

При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в этом случае в процессе разработки газовых месторождений в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (рис. 7.1, 3). Это объясняется незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь.

Рис. 7.1. Изменение Р_т/z_т в зависимости от Q_д; режимы:
1 – газовый; 2 – жестководонапорный; 3 – газоводонапорный;
4 – переток газа; 5 – зависимость Р_т от Q_д

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 путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

Для газоносных пластов основные источники пластовой энергии: напор краевых вод; упругие силы воды и породы; давление расширяющегося газа. В зависимости от преобладающего действия того или иного источника пластовой энергии определяется режим работы газовой залежи.

Водонапорный режим. Основной источник энергии при этом режиме – напор краевых (подошвенных) вод. Условия проявления водонапорного режима в газовых залежах аналогичны условиям проявления этого же режима в нефтяных залежах. При равенстве объёмов извлеченного газа и поступающей в пласт воды пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается постепенным подъёмом газоводяного контакта. Если увеличить темпы отбора газа, то может нарушиться соответствие между объёмами отбираемого газа и поступившей в пласт воды и в залежи наряду с водонапорным режимом может установиться упруго-водонапорный или газовый режимы. Следовательно, снижение пластового давления в газовой залежи при водонапорном режиме зависит от текущего отбора газа. Водонапорный режим газоносных пластов встречается редко. Изменение пластового давления при разработке газового месторождения показано на рис. 7.2.

Рис. 7.2. Изменение пластового давления при разработке
газового месторождения: 1 – полное замещение отобранного
газа водой (водонапорный режим); 2 – частичное замещение
отобранного газа водой; 3 – газовый режим

Упруго-газоводонапорный режим. Основной источник энергии при этом режиме – упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая, стороение пласта неоднородное, а область питания расположена на значительном удалении от залежи, т.е. гидродинамическая связь газовой залежи с областью питания слабая. Действие упругих сил воды и породы проявляется в залежи не сразу, поскольку при первых отборах газа пластовое давление в залежи снижается незначительно. Однако небольшое снижение пластового давления вызовет расширение газа, напор которого будет единственным источником пластовой энергии на первом этапе разработки газовой залежи, т.е. в начальный период в ней устанавливается газовый режим.

Непрекращающийся стабильный отбор газа способствует снижению пластового давления не только внутри залежи, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы. Действие этих сил направлено в сторону залежи. Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объём пласта. При этом начинается медленный подъём газоводяного контакта. Напор, создаваемый упругими силами воды и породы, не компенсирует падение пластового давления, которое при стабильных отборах газа продолжает снижаться. По мере продолжающегося отбора газа и снижения пластового давления в залежи скорость продвижения воды возрастает, тем самым способствуя увеличению газоотдачи в конечный период разработки. Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

Газовый режим. В залежах с газовым режимом отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. Поэтому газовый режим называют ещё режимом расширяющегося газа. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам, образовавшимся в результате литологического ограничения и тектонического экранирования. Обычно это небольшие залежи.

Для газового режима характерно снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа, так как внешних источников для поддержания пластового давления с таким режимом не имеется. Газовый режим может возникнуть в залежах, в которых действуют водонапорный и упруго-водонапорный режимы, если темпы отбора газа будут существенно превышать скорость поступления в залежь краевых вод.

7.4. Газоотдача пластов при разработке
газовых месторождений

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатных пластов, как правило, выше, чем коэффициент нефтеотдачи, по ряду причин. В отличие от нефти газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньшей, чем вязкость лёгких нефтей); вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде; при этом пластовое давление уменьшается до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать 90–95 %. Однако следует учитывать то, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение её практически бывает ниже указанных цифр.

Коэффициент газоотдачи равен отношению извлеченных запасов газа к начальным его запасам и достигает 0,8–0,85 при водонапорном и 0,9–0,95 – при газовом режимах.

Один из факторов, влияющих на нефтеотдачу, – остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отсос газа из скважины под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся низкими вследствие небольших перепадов давления (Р_пл – Р_заб).

Поэтому из технико-экономических соображений разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устье скважин больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах принимают не более 0,7–0,8.

Газоотдача (коэффициент газоотдачи) является важнейшим параметром, от правильного определения которого зависит полнота извлечения газа, прогноз разработки месторождения, система его обустройства и в конечном счете эффективность разработки.

Начальные извлекаемые запасы газа – геологические (балансовые) запасы, умноженные на проектный коэффициент газоотдачи.

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (а. development of gas field, exploitation of gas field; н. Erdgaslagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz; и. explotacion de yacimientos de gas) — комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений характеризуются зависимостями изменения по времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи. При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения среднего пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, мощности дожимной компрессорной станции. В этом случае также отмечаются обводнение части скважин (что вызывает необходимость бурения новых), снижение коэффициента газоотдачи пласта (см. Газоотдача) и, кроме того, осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и системы обустройства промыслов при значительных объёмах добываемой вместе с газом пластовой воды. На темп падения среднего пластового давления оказывают влияние деформация коллектора продуктивного пласта (вследствие изменения коэффициента пористости при снижении внутрипорового давления), процессы десорбции, дегазации остаточной воды и нефти, имеющие место притоки или утечки газа в близлежащие продуктивные горизонты, соседние залежи газа. В ряде случаев при снижении давления в газовую залежь может поступать вода, выжимаемая, например, из вышезалегающего глинистого пласта — покрышки залежи.

Важнейшим элементом системы разработки газовых месторождений является газовая скважина. Уравнение притока газа к скважине характеризуется нарушением линейного закона фильтрации (закон Дарси), обусловленным высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, и описывается (для установившегося фильтрационного течения идеального газа) формулой:

рк(t) — pc2(t) = Aq(t)+Bq2(t),

где рк(t) — пластовое давление в районе данной скважины в момент времени t;

pc(t) — забойное давление в скважине на тот же момент времени;

А и В — коэффициент фильтрационных сопротивлений;

q(t) — дебит скважины в момент времени t, приведённый к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Другая отличительная особенность притока газа к скважине — искривление линий тока вследствие несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, — то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. По мере падения пластового давления в районе скважины происходит деформация продуктивного коллектора. Проницаемость призабойной зоны уменьшается, продуктивная характеристика скважины (см. Продуктивность скважин) ухудшается. В случае расположения скважины в слабосцементированном коллекторе происходит разрушение последнего, на забое скважины образуется песчаная пробка. В процессе добычи газа чаще всего наблюдается осушка призабойной зоны пласта. Профиль притока газа к скважине вдоль вскрытой части пласта зависит от изменения коллекторских свойств продуктивного пласта по вертикали. Определяется он также глубиной спуска насосно-компрессорных труб, по которым газ подаётся на поверхность. Степень дренирования продуктивного пласта по вертикали в значительной мере предопределяет избирательное поступление воды в газовую залежь и преждевременное обводнение эксплуатационных скважин. При относительной однородности пласта-коллектора и наличии подошвенной воды обводнение эксплуатационных скважин происходит за счёт явления конусообразования, подтягивания к скважине подошвенной воды.

Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры (вследствие проявления эффекта Джоуля — Томсона). Поэтому при низкой пластовой температуре в призабойной зоне возможно образование гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Снижение температуры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет температуру, большую температуры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатационных колонн в результате явления обратного промерзания пород. Когда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, которые вместе с парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызывать коррозию забойного и устьевого оборудования скважины, а также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. В случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны (см. Кислотная обработка скважин), песчано-глинистых коллекторов — гидравлический разрыв пласта. Эффективно также торпедирование, использование взрывов, гидропескоструйной перфорации. В случае выхода скважины из строя осуществляют капитальный ремонт скважины.

Работа газовых скважин регламентируется технологическим режимом эксплуатации, обеспечивающим охрану недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин.

Для средних, крупных и уникальных по запасам газовых месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения, характерны периоды разработки: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа (небольшие по запасам залежи часто сразу разрабатываются при падающей добыче или при нарастающей и падающей добыче; см. также Истощение газовой залежи). В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, обустройство промысла, строительство и ввод в эксплуатацию одного или нескольких магистральгых газопроводов и линейных компрессорных станций (в ряде случаев период включает опытно-промышленную эксплуатацию месторождения, при которой наряду с добычей газа осуществляется доразведка месторождения, уточнение большинства исходных геолого-промысловых параметров). Период характеризуется высокими дебитами скважин, а также высокими давлениями на устьях, позволяющими без использования компрессорных станций осуществлять сбор, обработку и подачу газа в магистральный газопровод (продолжительность периода на разрабатываемых отечественных месторождениях от 1 до 13 лет; перспективно его сокращение). В период постоянной добычи (характеризуется наиболее благоприятными технико-экономическими показателями разработки месторождения) отбираются основные запасы газа из месторождения. При этом продолжается разбуривание месторождения, обустройство промысла, вводятся в эксплуатацию дожимные компрессорные станции. К концу периода накопленный отбор газа доходит до 60-70% от его начальных запасов в пласте (продолжительность периода от нескольких до десяти и более лет).

Период падающей добычи газа характеризуется снижением (во времени) дебитов скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, уменьшением эксплуатационного фонда скважин вследствие, например, их обводнения (в ряде случаев в это время осуществляется дальнейшее разбуривание месторождения, например Шебелинское месторождение; наблюдается увеличение пластового давления вследствие активного проявления водонапорного режима — Майское месторождение). Ухудшаются условия добычи газа и технико-экономические показатели разработки месторождения. В этот период необходимо внедрение методов повышения компонентоотдачи пласта (см. Газоотдача). Интенсификация добычи газа из обводняющихся скважин приводит к замедлению падения отбора газа из месторождения в целом (Битковское месторождение). На завершающей стадии периода падающей добычи осуществляется переориентация газового промысла на снабжение газом местных потребителей. Период завершается (продолжительность периода от нескольких лет до 10-20 лет), когда использование добываемого газа потребителем становится менее эффективным по сравнению с применением замыкающего топлива (каменного угля) или вследствие обводнения всего фонда эксплуатационных скважин (Майское месторождение); при этом добывается от 20-40% (на крупных по запасам месторождениях) до 90% и более от извлекаемых запасов газа (на малых месторождениях). Различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения.

Эффективность разработки газовых месторождений во многом определяется схемой размещения скважин на площади газоносности и на структуре (газовая залежь, как правило, представляет собой единую газодинамическую систему с водоносным бассейном), которая обосновывается на основании газогидродинамических и технико-экономических расчётов. Различают следующие схемы размещения скважин на площади газоносности: равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке (рис. 1), в виде цепочек (рис. 2), размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи (рис. 3), неравномерное размещение скважин на площади газоносности (рис. 4), кустовое размещение скважин.

Первая рекомендуется при разработке месторождений в условиях газового режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам. Размещение скважин в виде цепочки применяется в случае разработки месторождений, сильно вытянутых в плане (Султангуловское и Вуктыльское месторождения), а также на некоторых подземных газохранилищах; в сводовой части залежи — при повышенной продуктивности сводовых частей залежи, отсутствии контурных вод (например, Северо-Ставропольское, Газлинское, Шебелинское месторождения). Наиболее распространено неравномерное размещение скважин на площади газоносности. Это объясняется тем, что разведочные скважины, переводимые со временем в разряд эксплуатационных, искажают принимаемую к реализации систему размещения. Кроме того, значительный период времени продолжается бурение эксплуатационных скважин, т.е. до окончания разбуривания размещение скважин в значительной мере является неравномерным. Наличие населённых пунктов, сельскохозяйственных угодий, заповедных зон и др. также влияет на сетку, по которой располагаются эксплуатационные скважины. На газовых месторождениях севера Тюменской области применяют кустовое размещение скважин на площади газоносности. Кусты скважин размещаются в сводовой части месторождения. Куст составляют 4-5 эксплуатационных и 1 наблюдательная (геофизическая) скважины, расположенные в 50-70 м друг от друга, расстояние между кустами 1,5-2 км. Такая система размещения скважин обусловлена главным образом требованиями ускоренного освоения месторождений, сокращения капиталовложений и протяжённости промысловых коммуникаций (применяется также при освоении газовых и нефтяных месторождений континентального шельфа).

Однако в случае концентрированной системы размещения скважин достигаются меньшие значения коэффициента газоотдачи пласта вследствие неполного охвата дренированием периферийных зон, линз и выклинивающихся коллекторов. Кроме того, в этом случае формируются более глубокие региональные депрессионные воронки, а, следовательно, сокращается продолжительность периода бескомпрессорной добычи газа, возрастает мощность дожимных компрессорных станций. В связи с тем, что многие газовые месторождения представляют собой совокупность залежей, т.е. являются многопластовыми, необходимо также оптимальное размещение скважин на структуре (при большом этаже газоносности в пределах одной залежи также выделяют несколько объектов эксплуатации, например на Оренбургском месторождении 3 объекта эксплуатации основной залежи). При наличии непроницаемых перемычек между продуктивными горизонтами месторождение представляет собой совокупность разобщённых залежей. В этих случаях могут реализовываться единая, раздельная или комбинированная (совместно-раздельная) сетки скважин (рис. 5).

В первом случае каждая скважина одновременно дренирует 2 пласта (залежи) и более (см. также Одновременно-раздельная эксплуатация скважины), во втором — на каждую залежь бурится своя сетка скважин. Эта система размещения применяется в следующих случаях; каждая залежь характеризуется высокой продуктивностью; один из горизонтов, например газовый, а другой — газоконденсатный или газонефтеконденсатный; газ одной из залежей содержит, а другой не содержит кислые компоненты; начальные пластовые давления в залежах существенно различаются; горизонты могут разрабатываться при разных технологических режимах эксплуатации скважин (например, один представлен рыхлыми, а другой — устойчивыми коллекторами). При реализации на месторождении раздельной сетки скважин упрощаются контроль за разработкой месторождения, а также анализ и регулирование процесса разработки многопластового месторождения, особенно при проявлении водонапорного режима в одной или всех залежах. При совместной и совместно-раздельной сетках скважин решение этих задач затрудняется, кроме того, усложняется проведение ремонтных и изоляционных работ (на Ачакском, Крестищенском и других месторождениях внедрена одновременно-раздельная эксплуатация 2 пластов одной скважиной, на газовых месторождениях Краснодарского края реализована комбинированная сетка скважин; рис. 6).

На многопластовых месторождениях при наличии газодинамической связи между пластами на каждый пласт может буриться своя сетка скважин (допустимо также использование совместной, совместно-раздельной и комбинированной сетки скважин), кроме того, месторождение может разрабатываться одной сеткой скважин, пробуренных на нижний или только на верхний пласт (рис. 7).

Например, в случае высокой продуктивности скважин, пробуренных на нижний пласт, целесообразным является бурение эксплуатационных скважин только на этот горизонт. Тогда верхний пласт будет отрабатываться за счёт перетока газа в нижний пласт вследствие значительной площади контакта между горизонтами даже в случае слабопроницаемой перемычки между пластами.

Составные части теории разработки газовых месторождений — теории анализа, прогнозирования, оптимизации и регулирования разработки газовых месторождений. На основе методов теории анализа решаются обратные задачи по уточнению параметров газоносного и водоносного пластов, запасов газа, продуктивных характеристик скважин по фактическим данным разработки месторождения. Прогнозирование показателей разработки осуществляется с использованием комплексной геолого-математической модели газовой залежи или месторождения. В качестве критерия оптимальности используется показатель максимума народно-хозяйственного эффекта. Перспективным направлением в теории разработки газовых месторождений является внедрение технологий активного воздействия на процессы, протекающие в продуктивных пластах при добыче газа (с целью повышения конечного коэффициента газоотдачи пласта). По этой методологии в случае газового режима целесообразным является регулирование разработки газовых месторождений посредством перераспределения заданного отбора газа между скважинами с целью достижения максимального коэффициента газоотдачи пласта. При разработке месторождений с аномально высоким пластовым давлением (в этом случае низкий коэффициент газоотдачи может быть следствием деформационных процессов и соответственно раннего снижения дебитов скважин до нерентабельного уровня) целесообразной считается вначале разработка в режиме истощения пластовой энергии. Затем в течение определённого времени пластовое давление может поддерживаться на неизменном уровне (например, посредством закачки воды). В этот период отбирается значительная часть запасов газа без деформации продуктивного коллектора. После этого вновь осуществляется разработка месторождения в режиме истощения. Снижение давления в области газоносности вызывает уменьшение давления в обводнённой зоне пласта. При определённых условиях защемлённый газ перетекает в необводнённую часть пласта, конечный коэффициент газоотдачи повышается. При водонапорном режиме традиционная технология предусматривала снижение дебитов скважин при появлении признаков обводнения, проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) при прогрессирующем поступлении воды вместе с газом и вывод обводнившейся скважины из фонда эксплуатационных. Технология активного воздействия в этом случае предусматривает форсированные отборы газа при появлении воды в продукции скважины, осуществление добычи воды из обводняющихся скважин в больших объёмах (не прибегая к РИР), продолжение отбора воды из обводнённых скважин. Это приводит к повышению коэффициента газоотдачи, экономии средств за счёт отказа от РИР, снижению фонда обводнённых скважин.

Читайте также: