Аналіз розробки родовищ природних газів

Задачі аналізу розробки родовищ природних газів. Проекти дослідно-промислової ек­сплуатації і розробки родовищ природних газів складаються за даними порівняно невеликої кількості свердловин і не можуть враховувати всіх особливостей будови родовищ, що в ряді випадків приводить до відхилення проектних і фактичних показників. Тому надалі при ре­алізації проектних документів проводиться авторський нагляд за виконанням проектних рішень, контроль, аналіз і регулювання процесу розробки.

Система і порядок здійснення контролю за розробкою родовища повинні бути визначені в проекті розробки. Контроль за розробкою родовища здійснюється видобувним підприємством за участю організації, яка склала проект розробки, шляхом систематичного аналізу ходу розробки на основі регулярних замірів і спостережень, а також комплексу досліджень, які проводять на видобувних, нагнітальних, спостережних, п'єзометричних і контрольних свердловинах.

Система контролю повинна включати такий мінімум досліджень: систематичні та періодичні контрольні заміри пластових і гирлових статичних тисків по всьому фонду свер­дловин і рівнів води в п'єзометричних свердловинах; промислово-геофізичні дослідження щодо визначення положення контакту газ-вода і виділення газовіддаючих і обводнених інтервалів в продуктивному розрізі свердловин; дослідження свердловин на продуктивність (приймальну здатність); газогідродинамічні дослідження свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації; періодичний відбір і аналіз проб газу, конденсату і води; періодичні контрольні заміри параметрів роботи видобувних свердловин (робочих тисків і температур, дебітів газу і води), вмісту конденсату в пластовому газі, який надходить на промислові ус­тановки, і в газі сепарації, питомого виходу конденсату на установках промислової обробки газу, а також щодобовий замір кількості видобутих газу, конденсату і попутної пластової во­ди. Одержану інформацію використовують для аналізу розробки родовища.

Задачами аналізу є узагальнення даних розробки й експлуатації родовища і на цій ос­нові уточнення геологічної будови родовища і початкових запасів газу і конденсату, вста­новлення характерних особливостей розробки родовища, причин зміни продуктивної ха­рактеристики свердловин, ступеня дренування продуктивних відкладів і характеру просу­вання пластових вод по площі і розрізу, причин відхилення фактичних і проектних показників, внесення необхідних коректив в проектні рішення й обгрунтування заходів що­до регулювання процесу розробки родовища. При проведенні аналізу розробки родовища будують карти розробки, карти ізобар (приведених ізобар), карти добутку ефективної газо-насиченої товщини на пористість, карти обводнення (поточного положення газоводяного контакту, рівних значень водних факторів і мінералізації попутної води), профілі тиску, за­лежність приведеного пластового тиску від сумарного видобутку газу, графіки зміни в часі параметрів роботи свердловин (дебіту газу, робочого тиску, водного і конденсатного фак­торів) , коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта, залежності від пласто­вого тиску вмісту конденсату в газі, який надходить на промислові установки, питомого ви­ходу конденсату на промислових установках, густини і молекулярної маси конденсату.

За результатами аналізу видають рекомендації для регулювання процесу розробки ро­довища. При цьому вони повинні узгоджуватись з принциповими технологічними рішеннями, прийнятими в проектних документах. Перевищення витрат над проектними в результаті реалізації рекомендацій не повинно перевищувати 10 %. Інакше складаються нові проектні документи.

Визначення запасівгазу в родовищі за промисловими даними.На стадії складання проекту дослідно-промислової експлуатації родовища запаси газу визначають об'ємним ме­тодом, використовуючи залежності

або

(7.37)

або

(7.38)

де F — площа газоносності; т₀ — коефіцієнт відкритої пористості; h — газонасичена тов­щина пласта.

Значення підрахункових параметрів одержують за результатами промислово-геофізичних і газогідродинамічних досліджень свердловин і лабораторних досліджень кернового матеріалу.

У зв'язку з відсутністю на стадії проектування розробки газового родовища достовірної інформації про його будову можливе значне відхилення розрахункових запасів газу від фак­тичних. Тому в процесі розробки родовища запаси газу уточнюють за промисловими дани­ми. На практиці більш широко застосовують метод підрахунку запасів газу за зниженням пластового тиску. В його основу покладено рівняння матеріального балансу для газового по­кладу при газовому режимі (7.4). Застосовуючи цей метод, використовують промислові дані про зміну в часі середнього пластового тиску і кількості відібраного газу які представляють у вигляді графічної залежності = (рис.7.9).

Така обробка промислових даних дає змогу виключити з розгляду дефектні точки і встано­вити причини різних аномалій, відхилень. Для газового режиму розробки газових родовищ досліджувана залежність є прямолінійною. Екстраполюючи її до перетину з віссю абсцис, одержують величину початкових запасів газу. З іншого боку, початкові запаси газу можна

знайти за значенням приведеного газонасиченого перового об'єму , використовуючи формулу (7.38). Неважко зауважити, що дорівнює котангенсу кута нахилу лінії газово­го режиму до осі абсцис (рис.7.9):

При значному розкиді точок на графічній залежності = що не дає змогу однозначно провести пряму лінію, для знаходження використовують метод найменших квадратів

(7.39)

Залишкові запаси газу шукають, виходячи з балансових співвідношень між початкови­ми запасами і кількістю відібраного газу = - . або

Рис.7.9. Залежність = = для підрахунку зпасів газу в однопластовому покладі за методом зниження пластового тиску

Підрахунок запасів газу за методом зниження пластового тиску слід проводити тільки в період другої фази неусталеної фільтрації газу, коли воронка депресії, викликана введенням в експлуатацію свердловин, доходить до межі пласта і зниження тиску на ній перевищує похибку зразкових манометрів. Згідно з дослідженнями, проведеними у ВНДІгазі, мінімальна величина зниження пластового тиску, з якої можна починати підрахунок за­пасів газу даним методом, становить 2 — 9 % від Р_п. Після зниження тиску на 10—15 % від Р_п, а у випадку неточного визначення початкового і поточного пластового тисків - на 17—35 % від подальший відбір газу не збільшує точність підрахунків за­пасів газу.

При наявності неконтрольованих пе­ретоків газу в інші горизонти в початко­вий період розробки покладу (рис.7.10,а) або під'єднанні в свердловинах інших го­ризонтів (рис. 7.10,6) в формулі підрахунків початкових запасів газу (7.38) визначають за котангенсом кута нахилу до осі абсцис кінцевої прямо­лінійної ділянки залежності = На рис. 7.10,а також показано графічний метод підрахунку початкових запасів газу і кількості газу, який перетік в інші гори­зонти.

Рис.7.10. Залежність при перетоці газу в початковий період розробки газового покладу (а) і при підключенні в свердловинах іншого горизонту (б)

Рис.7.11. Залежності приведеного середнього пластового тиску і коефіцієнта насиченості пор пласта конденсатом, що випав, від сумарного видобутку сухого газу

При водонапірному режимі розробки газових родовищ для обчислення початкових за­пасів газу використовують початкову прямолінійну ділянку залежності = Якщо відомі положення контура газон зсності і значення коефіцієнта залишко­вої газонасиченості обводненої зони, початкові запаси газу можна знайти, використовуючи рівняння матеріального балансу для водонапірного режиму (7.19).

У випадку газоконденсатних родовищ при розробці на режимі виснаження залежності приведенного середнього пластового тиску від сумарного видобутку сухого газу (рис.7.11) і маси видобутої газоконденсатної суміші(рис. 7.12) є криволінійними незалежно від характеру зміни насиченості пор пласта конденсатом, що випав, в області тисків, менших від тиску максимальної конденсації вуглеводневої суміші.

Рис.7-11. Залежності приведеного середнього пластового тиску P/Z і коефіцієнтів конденсатовіддачі і вуглевод-невіддачі від маси видобутої газоконденсатної суміші змінюється за кривою 1; змінюється за кривою 2 (див.рис.7.11)

На рис.7.12 також наведені за­лежності для коефіцієнтів кон-денсатовіддачі і вуглевод-невіддачі Початкові запа­си сухого газу і газоконденсатної суміші мож­на знайти з початкових пря­молінійних ділянок вказаних залежностей. При малій різниці між початковим пла­стовим тиском і тиском почат­ку конденсації вуглеводневої суміші, в умовах відсутності прямолінійних ділянок на досліджуваних залежностях, підрахунок початкових запасів газу рекомендується проводи­ти, використовуючи рівняння матеріального балансу для га­зоконденсатного покладу при газовому режимі (7.31). З да­ного рівняння методом най­менших квадратів одержано такий вираз для визначення приведеного газонасиченого порового об'єму:

(7.40)

де

За відомою величиною знаходять початкові запаси пластового газу (за формулою (7.38)), початкові запаси сухого газу і початкові запаси конденсату , де — об'ємний коефіцієнт переводу сухого газу в пластовий при початковому пластовому тиску - початковий потенціальний вміст конденсату (фракції ) в пластовому газі. У випадку газового родовища

Підставивши ці величини в рівняння (7.40), одержимо рівняння (7.39).

Найбільшу трудність при обчисленні запасів газу розглянутим методом викликає визна­чення середньозваженого за газонасиченим поровим об'ємом пластового тиску. В загально­му випадку для розрахунку середнього тиску використовують формулу

Якщо температура по об'єму покладу змінюється в незначних межах і її можна прийня­ти постійною, то

У ряді випадків зміною коефіцієнта надстисливості газу по об'єму покладу можна знех­тувати. Тоді

(7.41)

де і - номер елементарного об'єму; —відповідно середній тиск і значення параметра для і-го об'єму.

На практиці для розрахунку середнього пластового тиску використовують карту ізобар (при­ведених ізобар) і карту рівних значень параметра Наносять на кальку квадратну сітку, накладають її по черзі на карти ізобар (приведених ізобар) і рівних значень параметра знаходять в центрі кожного квадрата значення або і потім за форму­лою (7.41) визначають середній пластовий тиск

Наближено середній пластовий тиск в родовищі може бути визначений як середньоа­рифметичний пластових тисків в окремих свердловинах.

Для родовищ з великим поверхом газоносності запропоновано два методи визначення середнього пластового тиску: середньовагової площини і зважування тиску за умовними об'ємами дренування окремих свердловин. Згідно з першим методом, знаходять центр ваги газонасиченої частини родовища, проводять через нього горизонтальну площину, на яку зводять поточні тиски в окремих свердловинах. Середній пластовий тиск визначають за формулою

де — приведений на середньозважену площину поточний пластовий тиск в і'-й сверд­ловині; п — число свердловин.

У другому методі родовище з великим поверхом газоносності розбивають на однакові по висоті умовні об'єми. По середині кожного об'єму проводять горизонтальні площини.На них зводять тиски по тих свердловинах, інтервали перфорації яких перебувають у межах умовних об'ємів. Свердловини з великим інтервалом перфорації можуть одночасно потра­пити на декілька площин. Для кожного умовного об'єму знаходять середній пластовий тиск як середньоарифметичне значень тисків у тих свердловинах, інтервали перфорації яких пе­ребувають у межах даного об'єму. Середній пластовий тиск в покладі визначають за фор­мулою

де — газонасичений поровий об'єм /-го умовного об'єму; п — число умовних об'ємів; — середній пластовий тиск для г'-го умовного об'єму.

В розглянутих методиках визначення середнього пластового тиску і відповідно запасів газу побічно використовується об'ємний метод підрахунку запасів газу. Тому заслуговують на увагу методики, в яких непотрібні дані про геологічну будову родовища.

Так, для визначення середнього пластового тиску запропоновано використовувати дані про зміну в часі дебітів газу і пластового тиску в окремих свердловинах

де

- пластові тиски в і - й свердловині відповідно в моменти часу і — дебіт ; - й свердловини в момент часу ; п - число свердловин.

Метод зважування пластового тиску за робочими дебітами свердловин дає хороші ре­зультати в основному для однорідних пластів.

В іншій методиці за даними зміни в часі дебітів газу і пластових тисків в окремих сверд­ловинах безпосередньо розраховуються запаси газу. В основу методики покладено дифе-ренційне рівняння виснаження газового покладу для газового режиму

(7.42)

Записавши (7.42) для окремої свердловини, після перетворень одержимо вираз для підрахунку початкових запасів газу

Метод підрахунку початкових запасів газу за методом зниження пластового тиску шля­хом визначення питомих об'ємів дренування окремих свердловин оснований на припу­щенні, що свердловини дренують окремі, постійні в часі зони. Таке припущення наявне у наступних випадках: свердловини дренують окремі лінзи, блоки; число свердловин постійне і вони одночасно введені в експлуатацію; тиск знижується рівномірно по всьому пласту.

При підрахунку запасів газу для всіх свердловин будують залежності = , за якими визначають на даний момент часу t значення приведеного газонаси-

ченого перового об'єму Поточний середній пластовий тиск, початкові та залишкові за­паси газу розраховують за формулами

Знайдені таким чином запаси газу відповідають тим мінімальним запасам, які в даний момент часу беруть участь у розробці. При визначенні середнього пластового тиску і запасів газу розглянутим методом не потрібні дані про геологічну будову родовища. В той же час можливі похибки в розрахунку запасів газу у випадку криволінійності залежностей = для окремих свердловин.

При підрахунку запасів газу двопластового родовища, аналогічно як і у випадку одно-пластового родовища, використовується рівняння матеріального балансу для газового ре­жиму.

Припустимо, що два горизонти експлуатуються єдиною сіткою свердловин. Для кожно­го горизонту з врахуванням можливих перетоків газу між ними можна записати

(7.43)

(7.44)

Складаючи (7.43) і (7.44), після перетворень отримаємо

(7.45)

де — сумарний видобуток газу з родовища на момент часу t\ — сумарний переток газу між горизонтами на момент часу ґ ;

Розділимо по черзі ліву і праву частини рівняння (7.45) на і

(7.46)

(7.47)

Рис.7.13. Залежності для підра- Рис.7.14. Залежності для підрахунку хунку запасів газу двопластового запасів газу двох горизонтів при

родовища при експлуатації пластів експлуатації одного горизонту

єдиною сіткою свердловин і перетоку газу в другий

Промислові дані обробляють у вигляді залежностей

= (рис. 7.13, лінія 1) і ( рис. 7.13, лінія 2). Порядок визначення і показаний на рис. 7.13. За Q₁* і Q₂* знаходять початкові запаси родовища і кожного з горизонтів, залиш­кові запаси газу, поточні пластові тиски в горизонтах (зі спільного розв'язання рівнянь (7.46) і (7.47)) і сумарний переток газу між горизонтами (з рівння (7.43) або (7.44)).

Розглянемо випадок, коли частина газу в результаті негерметичності цементного каме­ню в заколонному просторі перетікає з нижнього горизонту (2) у верхній горизонт (1) з меншим пластовим тиском, який в даний момент часу не розробляється. Рівняння ма­теріального балансу для кожного горизонту матимуть вигляд

Після перетворень отримаємо

(7.48)

Розділимопо черзі ліву і праву частини рівняння (7.48) на і

Промислові дані обробляють графічно у вигляді залежностей

(рис. 7.14, лінія 1) і =

(рис. 7.14, лінія 2). Порядок визначення і показаний на рис. 7.14. При = точка перетину ліній 1 і 2 знаходиться на осі абсцис, при < ви­ще п, а при > - нижче. За і знаходять початкові та залишкові запаси газу в кожному горизонті, поточні пластові тиски і сумарний переток газу з другого горизонту в перший.

У момент часу, який відповідає точці перетину ліній / і 2, переток газу між горизонтами припиняється. При подальшій розробці родовища почнеться зворотний переток газу - з го­ризонту 1 в горизонт 2.

Визначення за промисловими даними сумарної кількості води, що надійшла в газо­вий поклад. Для контролю і регулювання процесу розробки газових родовищ з водо­напірним режимом потрібно знати сумарну кількість води , яка в них надійшла, і ко­ефіцієнт залишкової газонасиченості обводненої зони Відомі такі методи визначення

1. Аналітичні, основані на апроксимації газового покладу укрупненою свердловиною і розв'язанні двомірних задач з рухомою межею розділу газ - вода. Методи цієї групи вимага­ють достовірної інформації про геологічну будову родовища і ефективність витіснення газу водою з пористого середовища.

2. Методи, основані на використанні результатів промислово-геофізичних, гідрохімічних, газогідродинамічних й інших промислових досліджень по контролю за пе­реміщенням газоводяного контакту. В умовах нерівномірного переміщення пластових вод по площі газоносності та продуктивному розрізу, характерного для більшості родовищ, визна­чити з достатньою точністю поточне положення газоводяного контакту не можливо.

3. Метод, оснований на використанні значень середньозваженого за початковим газона-сиченим поровим об'ємом родовища поточного пластового тиску

(7.49)

Вираз для можна одержати з рівняння матеріального балансу для газового родовища при водонапірному режимі (7.19). Додаючи в ліву і праву частину рівняння (7.19) співвідношення і розв'язуючи його відносно з врахуванням виразів для заводненого перового об'єму (7.21) і середньозваженого за початковим газонасиченим поровим об'ємом родовища пластового тиску в момент часу t (7.49), одержуємо

(7.50)

Рис.7.15. Зміна в часі тиску на початковому контурі газоносності (/), середніх тисків в по­кладі (2, 3), газовій (4) і обводненій (5) зонах при водонапірному режимі та середнього тис­ку в покладі (6) при газовому режимі (2, 3) — усереднення тиску за початковим (2) і поточ­ним (3) газонасиченими поровими об'ємами

Де - середньозважений за початковим газонасиченим по­ровим об'ємом поточний пластовий тиск в родовищі при газовому режимі.

Величину знахо-дять за допомогою карт ізобар (приведених ізобар), побудо-ваних за даними заміру пластового тиску у видобувних, спостережних і п'єзометричних свердловинах. На рис. 7.15 показані співвідношення між тиска­ми в різних частинах родовища при водо­напірному режимі. Залежності = (t) і = за-вжди розміщуються вище за-лежностей = для газового і водонапірного режимів.

При проведенні розрахунків за фор­мулою (7.50) визначають сумарну кількість води, що надійшла в газове ро­довище на момент часу t - Потім за величиною , використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при водонапірному режимі (7.19), знаходять значення коефіцієнта залишкової газона­сиченості обводненої зони

Визначення за промисловими даними коефіцієнта залишкової газонасиченості об­водненої зони. Коефіцієнт залишкової газонасиченості пористого середовища при витис­ненні газу водою можна визначити такими методами.

1. За даними лабораторних досліджень процесу витіснення газу водою з природних зразків порід в умовах, які моделюють пластові.

2. Розрахунковим шляхом з використанням емпіричних залежностей між коефіцієнтом залишкової газонасиченості та параметрами пористого середовища або аналітичних ви­разів, одержаних за даними математичної обробки результатів лабораторних експери­ментів.

3. За даними промислово-геофізичних досліджень обводнених свердловин.

4. За балансовими співвідношеннями між початковими запасами газу в родовищі, сума­рним видобутком газу і залишковими запасами газу (при відомому положенні контура газо­носності) . Розрахунки проводяться з використанням рівняння матеріального балансу для га­зового покладу при водонапірному режимі.

5. За параметрами точки перетину графіків залежності приведений середній пластовий тиск - відбір газу для газового і водонапірного режимів.

У точці перетину вказаних залежностей середні тиски в газонасиченій частиш пласта при газовому і водонапірному режимах будуть однакові. Записавши вирази для з рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому (7.4) і водо­напірному (7.19) режимах і прирівнявши їх праві частини, після перетворень одержимо та­ку умову перетину ліній газового і водонапірного режимів:

(7.51)

З рівняння (7.51) видно, що лінії перетнуться, коли кількість защемленого газу в оди­ниці обводненого порового об"єму при водонапірному режимі зрівняється з поточними запа­сами газу в одиниці газонасиченого порового об"єму при газовому режимі.

Розв'язуючи рівняння (7.51) відносно одержуємо

(7.52)

6. За значеннями середнього пластового тиску в різних частинах родовища при газово­му і водонапірному режимах.

З рівняння матеріального балансу для газового середовища при водонапірному режимі (7.19) з врахуванням співвідношення для сумарної кількості води, що надійшла в родовище, (7.50) одержимо такий вираз

(7.53)

Для точки перетину залежностей для газового і водонапірного режимів і рівняння (7.53) перетворюється в раніше записане рівняння (7.52).

Список літератури

1. Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г. Газогидродинамика и разработка газоконденсатаых месторождений. - М.: Недра, 1989. - 262 с.

2. Временный регламент составления проектов ОПЭ и разработки газовых и газокон-денсатных месторождений, разрабатываемых на истощение. - М.: ВНИИгаз, 1990. - 103 с.

3. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состоя­ния и свойств газоконденсатных систем. - М.: Недра, 1984. - 284 с.

4. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ, руководство в 2-х т. Под ред. Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова. - М.: Недра, 1984.

5. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных мес­торождений: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1989. - 334 с.

6. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.

7. Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992. - 255 с.

8. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справ, пособие/ С.Н.Закиров, Б.Е.Сомов, В.Я.Гордон, Б.М.Палатник, П.А.Юфин. - М.: Недра, 1988. - 335 с.

9. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1971. -104с.

10. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений/ С.Н.Заки­ров, В.И.Васильев, А.И.Гутников и др. - М.: Недра, 1984. - 295 с.

11. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности/ Г.В.Рассохин, Г.Р.Рейтенбах, Н.Н.Трегуб и др. - М.: Недра, 1984. - 208 с.

12. Технология разработки крупных газовых месторождений/ А.И.Гриценко, О.М.Ер­милов, Г.А.Зотов и др. - М.: Недра, 1990. - 302 с.

Глава 8