Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
135
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются практически по газовому режиму, а затем начинается избирательное продвижение воды по наиболее проницаемым прослоям.
Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 — 50 % запасов газа. На практике встречаются также исключения, как правило, для небольших по размерам месторождений и при низких темпах отбора, когда водонапорный режим проявляется сразу после начала эксплуатации и разработка их проводится при высоком давлении в пласте в течение всего периода эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа, воздуха или воды создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
На режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше- или нижележащих горизонтов, например, при перетоках газа.
До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима работы залежи. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса. Текущая масса газа в пласте равна начальной массе газа минус отобранная масса газа к моменту t:
5 Q тР т = 5 Q нРн - Од Рст ¦
С учетом уравнения состояния реального газа
р = p/zRT
и учитывая, что
5Q т = 5 Q н - 5 ост22 в,
имеем
Рт(5 Q н -5 ост2 в) = Рн5 Q н - Од Рст (4 1 )
Z т Z н R11T11 Z ст RcTT0. ' 1 ' '
где рн, рт — пластовое средневзвешенное по объему порово-го пространства залежи абсолютное давление соответственно начальное и текущее; 5 — средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение газонасыщенного объема к общему поровому объему залежи); 5ост — коэффициент ос-
136
таточной газонасыщенности в обводненном объеме залежи |отношение защемленного объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта при рт и Гпл); Q11 — начальный объем порового пространства, занятый газом; Q т — текущий газонасыщенный объем порового пространства; Q1J — объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления от рн до рт; Q^j^ — количество газа, добытое из залежи при снижении давления от рн до рт, приведенное к стандартным условиям |рст и Гст); рст — стандартное давление, равное 0,1013 МПа; гн, zv zCT — коэффициент сверхсжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях |^ст = 1); Ян, Ят, Яст — газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Тн, Тт — температура в залежи соответственно начальная и текущая; Тст — стандартная температура, равная 293 К.
Можно считать, что при движении газа в пласте Тпл = = Тн = T = const.
Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то Ян = = Аст = const.
Значение R может изменяться в процессе эксплуатации га-зоконденсатных месторождений, а также при изменении состава за счет, например, выделения H2S из пластовой воды при снижении давления.
При газовом режиме в уравнении (4.1) Q в = 0 и Q н = = Q = const. После соответствующих преобразований будем иметь:
Рт = Рн - Qд/ f, (4.2)
где
г 293Q(X • / • /
Рн, Рт — приведенные соответственно начальное и текущее средневзвешенные по Q давления в залежи.
Для газовой залежи, при эксплуатации которой отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость между падением пластового давления рт и Qд выражается формулой:
Р' = P-^^(Q^_ «QнQд |43)
« нQ н - « остQв f (Q н« - Q в« ост)
137
где
Газовая залежь, эксплуатирующаяся при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение количества газа Од, доб ытого за определенный промежуток времени, к падению приведенного давления в залежи (рн - p*) за тот же промежуток времени согласно (4.2) есть величина постоянная:
f = Од /(Рн- Р;) = const. (4.4)
Если f в процессе эксплуатации увеличивается, режим залежи водонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. Аналогичным образом будут отмечаться деформация пласта, ввод новых скважин, их остановка и другие факторы. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение f со временем уменьшается.
Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение (4.2) или (4.3), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекающего газа. Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения р;, т.е. зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи от суммарного отбора газа Од во времени (рис. 4.1). Влияние неучета z показано на рис. 2.2.
В первом приближении рн и рт в формуле (4.2) можно принимать как средние арифметические по всем скважинам, но правильнее использовать их средневзвешенные значения по объему порового пространства Q. При постоянных значениях пористости m и толщине h пласта рн и рт определяют по картам начальных и текущих равных давлений (картам изобар), приведенных к середине толщины продуктивного горизонта. При переменных m и h пластовое давление определяют по картам равных произведений пористости на толщину и давление (mhp) и произведения пористости на толщину (mh), названную Ю.П. Коротаевым коэффициентом емкости коллектора.
