Режимы месторождений природных газов и особенности их проявления

    Для проведения исследования скважин методом  НГК необходимо использовать:

    -скважины, пробуренные на нижележащие пласты  и пересекающие в данной залежи газоводяной контакт;

    -скважины, пробуренные в водоплавающей  части залежи.

    

    З. Естественно, что признаком водонапорного  режима является обводнение газовых скважин. Обводняющиеся скважины необходимо тщательно исследовать, чтобы: а) установить непричастность вышезалегающих водоносных пластов к обводнению рассматриваемых скважин; б) определить интервалы притока воды в скважины. Первая задача решается, например, в результате химического анализа поступающей с продукцией скважины воды. Для решения второй задачи используются геофизические методы исследования скважин, поинтервальное опробование пласта и т. д. Необходимо иметь в виду, что обводнение одной или нескольких скважин не всегда свидетельствует об активном проявлении водонапорного режима. Обводнение скважин может произойти по наиболее проницаемым и дренируемым пропласткам, в то время как основные запасы газа еще не охвачены процессом вытеснения водой.

    4. В последнее время для контроля стали применять метод наблюдения за ионами хлора в воде, добываемой вместе с газом. В результате обработки данных по обводнению скважин было замечено, что обводнению скважин предшествует резкое увеличение содержания ионов хлора в добываемой воде. Таким образом, наблюдение за ионами хлора в продукции газовых скважин позволяет косвенно судить о проявлении водонапорного режима.

    Для наиболее надежного установления режима месторождения необходимо комплексное использование всех отмеченных источников дополнительной информации. 
 
 
 
 
 
 

    

    

2. Зависимость средневзвешенного  давления от количества  добытого газа, факторы,  влияющие на эту  зависимость. 

    Темпы падения пластового давления в месторождении, особенно при водонапорном режиме, зависят от целого ряда факторов. Это необходимо учитывать не только при определении запасов газа, но

    и при проектировании, анализе и  регулировании процесса разработки месторождений природных газов.

    Для рассмотрения и анализа интересующей нас зависимости отложим на оси абсцисс величину добытого количества газа, а на оси ординат — величину отношения средневзвешенного по газонасыщенному объему норового пространства газовой залежи пластового давления к соответствующему значению коэффициента сверхсжимаемости газа. Для упрощения будем называть здесь отношение р (f)/z (p) приведенным давлением (не следует смешивать с понятием приведенного давления, обычно применяемым в подземной газогидродинамике).

    

    При прочих равных условиях продвижение  контурных или подошвенных вод (степень восстановления пластового давления) зависит от темпа разработки месторождения. При водонапорном режиме давление в газовой залежи может изменяться незначительно и даже практически оставаться постоянным во времени и равным начальному пластовому давлению р_н в случае очень малой (теоретически — бесконечно малой) величины отбора газа. Конечные участки кривых падения пластового давления при водонапорном режиме могут быть самые различные. При малых темпах отбора газа (или при снижении темпа разработки) конечная величина обводняемого норового объема газовой залежи возрастает.  Это означает, что в обводняемом объеме остается больше газа, причем при большем пластовом давлении. Но повышенное давление в газовой залежи создает возможность и большего отбора газа (с точки зрения допустимых рентабельных отборов газа из месторождения и отдельных скважин). Однако высокие темпы разработки могут приводить к преждевременному обводнению месторождения и скважин по наиболее проницаемым участкам и пропласткам, к оставлению целиков газа и т. д.

    Чем больше проницаемость в области  газоносности и водоносности, тем при прочих равных условиях выше темпы продвижения воды в газовую залежь. Пусть две залежи различаются между собой, например, величинами коэффициента проницаемости.

    Помимо  коллекторских свойств, на продвижение  воды в газовую залежь существенно влияет тектоническое строение водоносного пласта и самого месторождения. Тектонические нарушения могут играть роль фильтрационных экранов, препятствующих поступлению или ограничивающих поступление воды в газовую залежь.

    Интерференция месторождений, приуроченных к единой пластовой водонапорной системе, ускоряет падение пластового давления в газовых залежах вследствие уменьшения поступления воды в залежи.

                      

Рис. 2. Влияние неконтролируемых        Рис. 3. Влияние неравномерности дренирования  продуктивных

утечек  газа на зависимость                                     отложений по мощности на характер зависимости

 

    В ряде случаев зависимость p/z (р) — f (Q*_доб) при водонапорном режиме графически может располагаться ниже зависимости p/z (р) — f (Q*_доб) для случая газового режима. Первой причиной такого отклонения являются, например, неконтролируемые перетоки или утечки газа в выше- или нижезалегающие пласты или соседние залежи в процессе разработки рассматриваемой залежи.

    Пусть линия 1 (рис. 2) характеризует зависимость p/z (р) — f (Q*_доб(t)) в случае газового режима при отсутствии утечек (неконтролируемых потерь) газа. Тогда при среднем приведенном давлении p/z (p) зафиксированное на промысле количество добытого газа Q*_доб^фикс будет меньше суммарного отобранного количества с учетом неконтролируемых потерь газа Q*_доб^ист . Это приведет к получению точки а вместо точки б в координатах p/z (р) — f (Q*_доб(t)) Следовательно, при наличии потерь зависимость p/z (р) — f (Q*_доб(t)) до определенной величины Q*_доб(t) графически располагается ниже линии 1. При наличии утечек зависимость p/z (р) — f (Q*_доб(t)) может затем занять положение выше линии 1 в связи с проявлением водонапорного режима, прекращением перетоков или изменением направления перетока газа.

    Другая  возможная причина того, что зависимость  p/z (р) — f (Q*_доб(t)) может располагаться ниже соответствующей зависимости, справедливой для газового режима, является неравномерность дренирования продуктивных отложений по мощности. Пусть из всего разреза дренированием охвачена часть пропластков. Тогда, останавливая скважины для замера пластового давления, будем фиксировать заниженные значения давления, характеризующие лишь дренируемые пропластки. Следовательно, для добытого количества газа Q*_доб(t)  фиксируем не (p/z (р))_ист, a (p/z (р))_фикс, получаем не точку б, а точку а (рис. 8). Аналогичный результат получаем и для других значений добытого количества газа. Пересечение зависимости p/z (р) — f (Q*_доб(t)) с линией 1 происходит в результате приобщения к разработке недренированных ранее пропластков и проявления водонапорного режима.

    Отметим, что, сопоставляя кривые 1 и 2 на рис. 2 и 3, мы, вообще говоря, не располагаем зависимостью 1.

    

    Фактические данные разработки газовых месторождений  и результаты газогидродинамических расчетов показывают, что чем больше начальное пластовое давление и чем меньше начальные запасы газа в пласте, тем (при прочих равных условиях) сильнее влияет проявление водонапорного режима на отклонение зависимости p/z (р) — f (Q*_доб(t)) от зависимости для газового режима. При прочих равных условиях водонапорный режим проявляется значительнее при поступлении в залежь подошвенной воды (по сравнению с поступлением в залежь контурной воды).

    В практике разработки месторождений  природных газов часто наблюдается совместное влияние нескольких отмеченных факторов, определяющих   характер   зависимости 

    p/z (р) — f (Q*_доб(t)) .

    Рассмотренные факторы, влияющие на характер зависимости  p/z (р) — f (Q*_доб(t)) необходимо учитывать при построении и использовании кривых p/z (р) — f (Q*_доб(t)) Они осложняют применение метода падения среднего пластового давления для подсчета запасов газа, затрудняют получение однозначного ответа при определении режима залежи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    

    

3. Приближенное определение средневзвешенного давления по

способу И.А.Чарного. 

     При радиальном движении кривая распределения давления апроксимируется логарифмической кривой. Расхождение между двумя кривыми оказывается меньше, чем расхождение между прямой и кривой.

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     рис. 4

      Найдем убыль жидкости из цилиндрического кольцевого элемента пласта внутренним радиусом r ( r_c< r < R(t)), мощностью h, толщенной dr, считая, что первоначально скважина не эксплуатировалась и пластовое давление было всюду постоянным и равным р_к (рис.4). 

     Объем элемента пласта равен 2πrdrh. Первоначальный вес жидкости в этом элементе пласта равен 2πrdr (mγ)_Kh. Вес жидкости в нем в данный иомент 2πrdrmγh . Убыль жидкости в элементе равна разности 

Весовое количество жидкости, отобранное из пласта, равно 
 

  (1)

      Чтобы воспользоваться этим уравнением, нужно знать, как изменяется ту в пласте. Примем, что ту изменяется по законам стационарного движения. 

      Когда движение стационарно, давление р в окрестности скважины распределено по логарифмическому закону: 
 

  (2) 
 
 

где R(t) - радиус воронки депрессии в данный момент t. 

     Очевидно, произведение ту как величина линейно зависящая от р, будет распределено по такому же закону: 

  (3)

Из формулы (3)         (4)

Подставляя это выражение в формулу (1), получаем (5)

Интеграл в уравнении (5) легко берется интегрированием по частям.

 
 

  (6) 
 

Раскрывая скобки и почленно поделив на In R(t)/r_c, окончательно получим

  (7) 
 
 

     Это количество жидкости извлечено непосредственно из пласта вокруг скважины (показано штриховкой на рис.4). При вычислении полного количества жидкости, отобранной из пласта, мы должны учесть также жидкость, отобранную из скважины при снижении в ней давления с начального р_к до забойного р_с.

     Для реальной скважины это дополнительное количество жидкости ничтожно мало, но для укрупненной скважины, моделирующей целое месторождение, оно может оказаться существенным. Это дополнительное количество жидкости показано двойной штриховкой на рис. 4. Полное количество жидкости, "извлеченной из пласта и скважины, обозначим Go.

     

отобранный при упругом расширении объем жидкости в пласте радиусом R равен               (11) 

где - среднее постоянное давление, которое должно установиться во всем пласте при упругом расширении жидкости на ту же самую величину Q.

Сравнивая формулы (10) и (11), получаем

 

Отсюда  
 
 
 
 
 

             (13) 
 
 

     Последняя формула указывает, что, когда R много больше r_с, при небольшой депрессии второй член в уравнении (13) мал и поэтому приближенно можно принять среднее пластовое давление равным контурному, т.е.

     

     

4. Сопоставление  p* приближенное и p* точное для различных значений и  
 
 

Точное решение рассчитываем по формуле: