Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Отметим, что в практике осуществления перетока газа с целью подсчета запасов методом падения давления возможно засорение призабойной зоны пласта II примесями, выносимыми из пласта I. Для улучшения условий перетока наряду с применением сепараторов желательна периодическая продувка скважины, работающей на пласт II.
Перед осуществлением перетока запасы приближенно оцениваются объемным методом, причем желательно установить максимальные и минимальные запасы. По этим предварительным данным составляется проект перетока, состоящий из краткого описания геологического строения горизонтов, результатов исследования скважин, определения максимально допустимого дебита и изменения его в процессе перетока, промежутков времени периодической остановки скважин для
85
контроля за изменением давления в пластах, определения максимального суммарного количества газа, перепущенного в процессе перетока, и рекомендаций по наземному оборудованию.
Нет необходимости проводить переток до практического
86
выравнивания давления в пластах, так как на это потребуется значительное время. Тем более, что для подсчета запаса методом падения давления обычно достаточно перепустить газ в количестве, составляющем не более 5—10 % от первоначальных запасов.
Методика подсчета запасов при перетоке газа
Подсчет запасов по падению давления при специально организованном перетоке газа из нижележащего в вышележащий горизонт с изменением количества перетекающего газа и давлений в каждом горизонте проводится следующим образом. Исходные уравнения имеют вид:
р = р + 1 - ^ рт1 - рн1| 1-~—
(2.79)
рь- р н2+1+1 ')¦
Для определения Qз1 и Q112 при специальном перетоке обработка получаемых результатов осуществляется в координатах р* и Q11 (см. рис. 2.11, а). При этом прямая рт2^п) будет иметь положительный наклон, а прямая Pт1(Qп) — отрицательный, рт1к и рт2к соответствуют давлению в нижнем и верхнем горизонтах после окончания перетока; Q-^ и Q-^ — начальные запасы и и Q-^ — запасы к моменту окончания перетока соответственно в нижнем и верхнем горизонтах.
Суммируя оба уравнения (2.79), после преобразования получаем уравнения вида (2.58), в которых вместо Q^ + Qtf берем 2Q11 и вместо рн2 — рт2 подставляем р*2 — рн2.
Результаты обработки по преобразованным для рассматриваемого случая формулам (2.58) и (2.59) приведены на рис. 2.11, б. Переток закончится, когда рт1к = рт2кеа, как это видно на рис. 2.11 , а.
Подсчет запасов для двух пластов при специально организованном перетоке газа и одновременной эксплуатации нижнего горизонта проводится по формулам (2.63). Аналогичным образом при одновременной эксплуатации двух горизонтов и перетоке между ними применяются формулы (2.58) и (2.59).
87
Впервые переток газа для подсчета запасов газа в двух горизонтах был осуществлен Ю.П. Коротаевым в 1958 г. на месторождении Ян-Чоо-Си в КНР.
2.7. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ МЕТОДОМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ ДРЕНАЖА КАЖДОЙ СКВАЖИНЫ
Метод подсчета запасов газа путем определения удельных объемов дренажа каждой скважины основан на предположении, что скважины дренируют отдельные постоянные во времени области дренажа. Это предположение оправдано для:
1) коллектора крайне неоднородного, т.е. когда каждая скважина дренирует отдельные линзы, блоки и т.д.;
2) равномерного падения давления по всему пласту, т.е. отношения q/Qі постоянного во времени (qt — отбор из скважины, Q,- — объем дренажа каждой скважины);
3) постоянного числа скважин и при условии, что они одновременно введены в эксплуатацию.
В качестве исходных данных в этом методе подсчета используется только изменение пластовых давлений и дебитов по скважинам. Нет необходимости определять средневзвешенное пластовое давление, расчет которого вносит дополнительную погрешность. Наряду с общим значением запасов газа удается получить их распределение по сетке размещения скважин и динамику изменения дренируемых запасов во времени.
Исходя из этого предположения, методика определения запасов состоит в обработке результатов по формуле
Р™. - Еж. - SlLf1, (2.80)
z плі z ні Qi
где рплі — пластовое давление і-й скважины; — количество добытого газа і-й скважины; Q і — объем дренажа і-й скважины; f — температурные поправки.
По результатам этой обработки определяются Q і и Q^, суммируя которые находят объем порового пространства пласта и запасы пласта.
Сумма определенных таким образом запасов газа по каждой скважине будет соответствовать минимальным общим запасам в залежи.
При использовании указанного метода получаемые запасы
88
соответствуют, как правило, минимальным общим запасам газа. Для определения более достоверных значений общих запасов газа можем воспользоваться следующим приемом. Определяем запасы газа по каждой скважине на различные даты с учетом ввода их в эксплуатацию. Далее строим кривую зависимости общих запасов газа от числа скважин с учетом ввода их в эксплуатацию, которая с увеличением числа скважин будет выполаживаться и затем пойдет параллельно оси. Этот момент будет соответствовать достоверным общим запасам газа в залежи. Постоянный рост Qз от п свидетельствует о том, что постепенно включаются в работу новые участки или проявляется водонапорный режим. При этом в зависимости от влияния указанных факторов можем получить как заниженные, так и завышенные значения общих запасов.
