Режимы месторождений природных газов и особенности их проявления

1. Режимы  месторождений природных  газов и особенности  их проявления

    Подземная гидравлика — наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рассматривается не движение жидкостей и газов вообще, а особый вид их движения — фильтрация, которая имеет свои специфические особенности. Она является теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

    Начало  развитию подземной гидравлики было положено французским инженером А. Дарси, который в 1856 г. сформулировал и опубликовал обнаруженный им экспериментально закон, в соответствии с которым скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления.

    В последнее десятилетие нефтегазовая подземная гидрогазомеханика получает дальнейшее развитие под влиянием новых актуальных задач, выдвигаемых практикой разработки нефтяных и газовых месторождений, усложнением горно-геологических и термобарических условий их залегания и эксплуатации.

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

    При газовом режиме приток газа к забоям скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ. Газовый режим характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Это может быть в том случае, когда в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или совсем отсутствует.

    При водоонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению объема порового пространства

    газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

    Довольно  часто при разработке месторождений  природных газов в условиях водонапорного режима давление вначале падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом норового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит иногда к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

      Наиболее характерной для газовых  месторождений является величина средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления. Физический смысл этого понятия: это такое давление, которое установится в газовой залежи после достаточно длительного простаивания всех эксплуатационных скважин (предполагается, что за время простаивания не происходит заметного продвижения границы раздела газ—вода).

    Изменение во времени среднего р пластового давления в случае газового режима определяется следующим уравнением:

    Здесь р_н — начальное пластовое давление; Q_доб (t) — суммарное добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению р, и пластовой температуре Т_пл; αΩ_H — газонасыщенный объем порового пространства залежи; α — коэффициент газонасыщенности; Q_H — поровый объем залежи; z_h и z (p) — соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре Т_пл и давлениях р_и и р (t).

    Из  приведенного уравнения следует, что  для газового режима характерна прямолинейность зависимости p/z(р) = f(Q_доб(t)). При водонапорном режиме зависимость p/z(р) = f (Q_доб (t)) отклоняется

    от  соответствующей зависимости, справедливой для газового режима.

    Таким образом, при водонапорном режиме начальный  участок кривой зависимости средневзвешенного по газонасыщенному объему перового пространства газовой залежи пластового давления от добытого количества газа во многих случаях может описываться формулой, справедливой для газового режима. В ряде случаев (при хорошей проницаемости пласта, малом темпе разработки газовой залежи) вода поступает в газовую залежь настолько интенсивно, что водонапорный режим проявляется уже на ранней стадии разработки.

      Уменье правильно установить  режим месторождения, определить  темп продвижения воды в процессе  разработки газовой залежи имеет  большое значение при проектировании, анализе и определении перспектив разработки газового месторождения. Знание количества поступившей в газовую залежь воды необходимо при определении запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменении во времени среднего пластового давления.

      От темпов продвижения контурной  или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления оказывает непосредственное влияние на падение дебитов газовых скважин, а следовательно, на число необходимых скважин для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы установок низкотемпературной сепарации газа, изменение во времени потребной мощности установок искусственного холода, мощности дожимной компрессорной станции.

    Таким образом, режим месторождения и  связанные с ним темпы падения  пластового давления непосредственно  влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

    Проявление  водонапорного режима оказывает  благоприятное влияние на эти показатели разработки и обустройства. Однако проявление водонапорного режима приводит и к некоторым отрицательным последствиям, которые необходимо учитывать при проектировании и осуществлении процесса разработки газового месторождения. Прежде всего, в результате продвижения воды в газовую залежь часть скважин обводняется и вместо них приходится бурить новые скважины.

    Вследствие  изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также при неравномерном распределении отборов газа по площади залежи газовые скважины могут преждевременно обводняться. Неоднородность продуктивных отложении по мощности и неравномерность их дренирования по разрезу могут приводить к быстрому продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, пачкам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин. Это ухудшает технико-экономические показатели разработки месторождения.

    До  недавнего времени считалось, что  при разработке газовых месторождений, достаточно однородных по коллекторским  свойствам и с высокими пластовыми давлениями, газоотдача в условиях водонапорного режима может достигать 95—98%. Однако лабораторные исследования и промысловые наблюдения последних лет показывают, что газоотдача из обводненной зоны месторождений значительно меньше и в отдельных случаях может снижаться до 50% . По данным, например, А. А. Аксенова, А. Г. Габриэляна, Р. А. Пецюхи и В. И. Соболева, достигнутый или ожидаемый коэффициент газоотдачи по месторождениям природного газа Нижнего Поволжья изменяется в пределах от 0,48 до 0,92.

    Следовательно, снижение коэффициента газоотдачи пласта — второе отрицательное последствие проявления водонапорного режима.

    При решении вопросов размещения скважин  на площади газоносности, очередности ввода их в эксплуатацию необходимо учитывать продвижение контурных или подошвенных вод. При проектировании и осуществлении разработки газового месторождения необходимо стремиться к обеспечению равномерного стягивания контуров водоносности. Продвижение воды в газовые залежи регулируется приобщением к дренированию всего вскрытого разреза в скважинах, установлением соответствующих дебитов газовых скважин, бурением дополнительных скважин или закрытием некоторых скважин в зависимости от характера продвижения контурных вод.

    Отметим, что в условиях водонапорного  режима процесс обводнения газовых скважин и месторождения — это естественный процесс. Поэтому при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число эксплуатационных скважин, такое размещение их на структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, величину коэффициента газоотдачи, которые обеспечили бы наилучшие экономические показатели.

    На  практике режим месторождения природного газа устанавливается следующим образом. Промысловые данные об изменении среднего пластового давления р (t) и о добытом количестве газа Q*_доб  обрабатываются в координатах р (t)/z(p) – Q_доб (t) (здесь (р) — коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р и пластовой температуре; Q*_доб  — суммарное добытое количество газа к моменту времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре).

    Если  в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на

проявление  газового режима. Если с какого-то момента темп падения приведенного среднего пластового давления p/z (р) начинает замедлиться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь (рис. 1). 
 
 
 
 

Рис.   1.   Примеры    зависимостей

для газовой  залежи

1 — при водонапорном режиме и бесконечно малом темпе отбора газа, 2, 3 — при водонапорном режиме и реальных темпах разработки, 4 — при газовом режиме, а также при бесконечно большом темпе разработки залежи в условиях водонапорного режима

    Прямолинейность зависимости p/z (р) = f (Q*_доб) в рассматриваемых координатах является необходимым, но не достаточным условием проявления газового режима. Опыт разработки газовых месторождений показывает, что в ряде случаев зависимость p/z(p) = f (Q*_доб)   может быть прямолинейной и при водонапорном режиме.

    Для того чтобы достоверно установить, относится ли прямолинейная зависимость p/z(p) = f (Q*_доб) к газовому или водонапорному режиму, необходимо пользоваться дополнительной информацией о режиме месторождения.

    Источниками дополнительной информации о режиме месторождения могут быть следующие:

    1. Данные об изменении давлений  (уровней) в пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины, пробуренные на водоносный пласт, показывают реакцию водоносного бассейна на процесс разработки газовой залежи. Раньше всего и достовернее всего о начале поступления воды в залежь можно судить по пьезометрическим скважинам. Падение давления (уровней) в системе пьезометрических скважин часто неоспоримо свидетельствует о поступлении воды в залежь.

    Данные  по пьезометрическим скважинам позволяют  также приближенно оценивать на различные моменты времени суммарное количество воды, поступающей в залежь, достаточно близкую по форме к круговой. Использование данных по пьезометрическим скважинам для оценки продвижения воды не требует знания начальных запасов газа в пласте.

    2. Источником дополнительной информации о режиме пласта являются данные геофизических исследований скважин. 

    Геофизические методы исследования скважин позволяют  проследить за положением границы раздела газ-вода в различные моменты времени, т. е. судить о режиме месторождения. Рассмотрение различных методов ядерной геофизики, применяемых для исследования скважин, показывает, что задача отбивки газоводяного или газонефтяного контактов наиболее просто решается нейтронными методами и в первую очередь при помощи нейтронного гамма-каротажа (НГК), обладающего среди этих методов наибольшим радиусом исследования. Обнадеживающими являются результаты применения импульсных радиоактивных методов.

    В результате периодического исследования методом нейтронного гамма-каротажа скважин, вскрывших газоводяной контакт, можно установить величину продвижения контурной воды или подъема подошвенной воды в газовую залежь. Методом НГК, например, был установлен режим Угерского и Бильче-Волицкого месторождений.