книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

§ 1. Вводные замечания

Весьма часто газовые и газоконденсатные месторождения бывают многопластовыми. В ряде случаев продуктивный горизонт целе­ сообразно подразделять на отдельные пачки, особенно если они раз­ общены друг от друга достаточно выдержанными по площади гли­ нистыми пропластками.

Каждая залежь или пачка подобных месторождений может раз­ рабатываться: а) раздельной, б) совместной или в) раздельно-сов­ местной сетками скважин. В первом случае на каждую залежь или пачку бурится своя система скважин. При совместной сетке каждая скважина одновременно дренирует два пласта и более. С начала раз­ работки газоконденсатных месторождений Кубани на нижнемеловые отложения бурилась единая сетка эксплуатационных скважин. В связи с преждевременным обводнением газовых скважин в нижне­ меловых отложениях стали выделять отдельные продуктивные пачки [63, 56, 81]. Для регулирования выработки отдельных пачек на них добуривали новые скважины. Так сложилась комбинирован­ ная (раздельно-совместная) сетка скважин [81].

При раздельной разработке многопластового месторождения потребное число скважин для добычи заданного количества газа часто превышает число скважин при совместной разработке одной сеткой скважин нескольких пластов. Однако в первом случае упро­ щаются контроль за разработкой месторождения, анализ и регули­ рование процессов разработки многопластового месторождения. При совместной эксплуатации решение этих задач значительно услож­ няется.

Заранее никогда нельзя сказать, какая из систем разработки многопластового месторождения будет наиболее эффективной. Эффек­ тивность различных систем разработки определяется технико-эко­ номическими расчетами. Для проведения этих расчетов, естественно, необходимо пользоваться газогидродинамическими методами расчета основных показателей разработки многопластовых месторождений.

Определять показатели разработки для каждой залежи много­ пластового месторождения при раздельной ее эксплуатации можно по формулам, приведенным в предыдущих главах.

201

Методы расчета показателей разработки многопластового место­ рождения газа при равномерном размещении скважин, эксплуати­ рующих несколько продуктивных горизонтов, описаны в работах С. С. Гацулаева, М. М. Кашпарова, Ю. П. Коротаева, Е. М. Мин­ ского и М. Л. Фиш. Исследования этих авторов выполнены примени­ тельно к идеальному газу при тех или иных допущениях.

Б. Б. Лапук, И. Ф. Луканин и А. Б. Товбис исследовали про­ цесс продвижения воды в двупластовом месторождении, разрабаты­ ваемом единой сеткой скважин в виде одной кольцевой батареи. Методика расчетов упрощается, если предопределить темпы посту­ пления воды в отдельные горизонты многопластового месторождения. Исходя из такого допущения, А. М. Кулиев, Е. Н. Храменков, П. Т. Шмыгля предложили методику определения основных пока­ зателей разработки многопластовых месторождений (в частности, темпов отбора газа из отдельных горизонтов).

Очевидно, что определение показателей разработки многопласто­ вых месторождений сложнее соответствующей задачи, относящейся к отдельным залежам. Сложность эта определяется тем, что измене­ ние пластового давления и отбора из одного пласта непосредственно сказывается на изменении пластового давления и отборов из других пластов, особенно при наличии газодинамической связи между про­ дуктивными горизонтами.

Из сказанного вытекает необходимость использования метода последовательных приближений в описываемых в данной главе методиках расчета. При решении тех или иных задач рассматриваются двупластовые месторождения. Методики расчетов часто могут быть обобщены применительно и к большему числу продуктивных пластов.

§ 2. Определение показателей разработки многопластового месторождения при эксплуатации его единой сеткой скважин при газовом режиме

В предшествующих работах по определению показателей раз­ работки многопластовых месторождений, как отмечалось, реаль­ ные свойства газа не учитывались. Как правило, принималось ра­ венство пластового давления в отдельных горизонтах, забойного давления против каждого пласта в соответствующие моменты вре­ мени или рассматривался случай, когда насосно-компрессорные трубы (НКТ) находятся выше самого верхнего продуктивного пласта Б Проведение расчетов по шагам с использованием метода последовательных приближений позволяет избежать отмеченных допущений.

п ри води т к ы едоосваиванию отдел ьн ы х продукти вн ы х и н тер ва л о в , к образован и ю

202

Итак, задан суммарный во времени отбор газа из двухпласто­ вого месторождения Q = Q (t). Известны необходимые для расчетов параметры, в частности, по данным исследования скважин уста­ новлена продуктивная характеристика каждого пласта. Предпола­ гается, что каждый пласт эксплуатируется на режиме поддержания заданной депрессии. Каждый горизонт характеризуется своей до­ пустимой депрессией на пласт. Требуется определить основные пока­ затели разработки многопластового месторождения.

При достаточно равномерном размещении скважин на площади газоносности методика определения показателей разработки сво­ дится к расчетной схеме для «средней» скважины. В данной расчет­ ной схеме величины и параметры, относящиеся к верхнему пласту, будем помечать индексом 1, а к нижнему пласту — индексом 2. Предполагается, как это часто бывает на практике, что продукция обоих пластов поступает на поверхность по НКТ.

Исходя из уравнения притока реального газа к скважине из пер­

определяем дебит газа qHl из первого пласта в начальный момент времени:

Порядок определения дебита газа по данному уравнению рассмо­ трен ранее (см. § 4 главы Y).

Из уравнения рС1 = рнХ— вычисляется величина забойного давления против первого пласта в начальный момент времени.

По найденным величинам рсХ, дн1, известной величине L (расстоя­ ние между серединами интервалов перфорации первого и второго

Если расстояние между пластами мало и можно пренебречь потерями давления на участке ствола скважины L, то приток газа из второго пласта можно найти по формуле

203

Если рн2 — рс2 > 6 2, то подбирается такая депрессия на верх­ ний пласт 6х, чтобы в результате расчетов выполнялось неравен­ ство (4). Поэтому в дальнейшем полагаем, что неравенство (4) на

Найденное решение задачи на начальный момент времени позво­ ляет перейти к определению показателей разработки многопласто­ вого месторождения через время At. Теперь рассмотрим определе­ ние показателей разработки на любой момент времени t в предполо­ жении, что известно решение задачи на момент t — At.

На момент времени t для первого пласта имеем следующую си­ стему исходных уравнений:

(и из формулы Г. А. Адамова) притоков из первого и второго пластов в момент времени t не представляется возможным, так как неизвестно, как перераспределится суммарный отбор газа между пластами, т. е. неизвестны значения добытых количеств газа из первого и вто­ рого пластов на момент времени t. Поэтому при расчетах в первом приближении добытые количества газа из первого и второго пластов оцениваются по формулам

Тогда из решения системы уравнений (6)—(8) можно найти вели­ чины рг (t), рс1 (t) и qx (t). По формуле Г. А. Адамова определяется

забойное давление рс2 (t). По известной величине давления рс2 (t) и приближенному значению QR0б 2 (<) путем решения системы уравне­

ний (9)— (10) вычисляются р 2 (t) и q2 (t).

Суммарный дебит средней скважины в момент времени t соста­ вляет

я (?)= ?i (0+ 9* (0.

204

а потребное число газовых скважин

n(t) Q(t)

g(t)

Дальше рассчитываются показатели разработки во втором при­ ближении. Порядок расчетов аналогичен рассмотренному. Значения добытых количеств газа из первого и второго пластов на момент вре­ мени t, необходимые для расчетов во втором и последующих прибли­ жениях, вычисляются по формулам

и т. д. Проведение расчетов в указанной последовательности и для других моментов времени позволяет найти зависимости изменения во времени основных показателей разработки многопластового месторождения для периодов нарастающей и постоянной добычи газа.

Учет разнодебитности скважин покажем для некоторого момента времени t.

В первом приближении задаемся некоторыми значениями добы­ того количества газа из первого и второго пластов на момент вре­ мени t согласно соотношениям (11). Тогда по уравнению материаль­

ного баланса (6) определяется среднее давление р г (t). По найденной

величине р х ( t) с использованием уравнений притока газа к скважи­ нам из первого пласта и технологических режимов эксплуатации определяются для каждой скважины дебиты газа из первого пласта qu (t) и забойные давления pcli (t). По формуле Г. А. Ада­ мова определяются забойные давления в скважинах против второго пласта рс2 t (t).

и Дс21(О находятся значения qn (t).

Дебит i-й эксплуатационной скважины в момент времени £ со­ ставляет

Ь(0 = ? и (0 + ?«(*).

асуммарный отбор из эксплуатируемых пэ скважин равен

Qn(t) = Q (t) - Q a(t)

205

а соответствующее число проектных скважин можно вычислить по формуле

<?(*)-<?» (О

Пп(О Ч(t)

Здесь q (t) — дебит средней скважины. Согласно характеристике средней скважины,

"э

1=1

Добытые количества газа из первого и второго пластов для рас­ четов во втором приближении оцениваются по формулам

В остальном порядок расчетов аналогичен расчетам в первом Приближении и т. д.

Теперь рассмотрим порядок расчетов на среднюю скважину для периода падающей добычи газа. Предполагая, что решение задачи на момент времени t — At известно, дебит газа из первого пласта в момент времени t вычисляем по формуле (см. § 4 главы Y)

(14)

О порядке расчетов по формуле (14) см. § 4 главы V.

Проведя в описанной выше последовательности расчеты, опреде­ ляем величину забойного давления против второго пласта рс2 в мо­ мент времени t.

Вычисление притока газа из второго пласта в период падающей добычи в момент времени t при величине забойного давления ре2 (О проводится следующим образом.

206

Интегрирование дифференциального уравнения истощения газо­ вой залежи дает для второго пласта (см. § 4 главы V)

Из уравнения притока реального газа к скважине из второго пласта имеем

P i (0 = V p l 2 (0 + А 2 (Н-*з)ср 2 *02 (0 + # 2Zcp 2 *?S (О-

Подставив выражение для среднего пластового давления в урав­ нение (15), получаем

При нахождении из уравнения (16) величины q2 (t) неизвестные

величины z Ip2 (i)], ([A*z)cp2, zcp2 в момент времени t принимаются равными соответственно давлениям, вычисленным на предыдущем временном слое, и затем итерируются (уточняются).

Дальнейшие расчеты аналогичны рассмотренным выше и в пре­ дыдущих параграфах.

При условиях, которые отмечались в § 4 главы V, реальные свойства газов практически не влияют на форму записи уравнения притока к скважине. В этих случаях расчеты можно проводить по упрощенным формулам, описанным в § 4 главы V. Тогда уравне­ ние (16) записывается в виде:

207

Согласно исходны м данны м, первы й пласт имеет больш и е запасы , чем вто ­ рой п л аст. Т ем не менее среднее пластовое давление в первом пласте ум еньш ается

определяла сум марны й дебит скваж и н ы и соответственно ины е показатели р аз­ работки м есторож дения С.

Когда расстояние между пластами мало и в расчетах можно ис­ пользовать равенство

Pc 1(0 — Рс 2 (О»

то целесообразен следующий порядок расчетов.

В начальный момент времени, например для первого пласта при допустимой депрессии б определяются искомые показатели разра­ ботки. Если оказывается, что

Рш2 Pcl^-^2»

то расчеты начинаются вновь и теперь уже в качестве базового рас­ сматривается второй пласт. Тогда показатели разработки двупласто­ вого месторождения определяют исходя из допустимой депрессии на второй пласт. Рабочая же депрессия на первый пласт будет в этом случае меньше допустимой. Таким образом, в процессе расчета по­ стоянно необходимо устанавливать, какой из пластов в какой момент времени является лимитирующим при вычислении суммарного де­

бита скважины.

Изложенные алгоритмы пригодны для определения показателей разработки как для случаев, когда рн1 = рн2, так и для случаев, когда ри1 =f= рн2< Однако при неодинаковых пластовых давлениях

область применимости изложенных алгоритмов распространяется пока на случаи

P t ( t ) - P c (< )S s 0 .

Если в начальный или текущие моменты времени для £-го пласта имеем неравенство вида

P i ( t ) - P c ( t ) < 0 ,

то это означает, что i-й пласт поглощающий. Тогда для него уравне­ ние притока (оттока) записывается в виде:

Pc (t) ~ P i (t) = Atq, (t) + В $ (t) .

После вычисления величины расхода qi (t), поглощаемого г-м пластом, расходу qc (t) присваивается знак минус. И в дальнейших расчетах (в выражениях (12), (13), а следовательно, и в уравнении

Р ис. G5. Изменение во времени показателей р азработки месторож дения С в усл о ви я х газового реж има (вариант с р нг = 3 00 к гс /с м 2 , рн%= 2 50 к гс /с м а)

материального баланса) знак и величина qt (t) позволяют учесть поглощение газа пластом.

Р езультаты расчетов на Э В М п о только что и злож енн ом у алгоритм у пред­ ставлены на рис. 6 5 . П оказатели разработки определены д л я м есторож дения С.

И сходны е данные отличаю тся от данны х преды дущ его примера тем , что давле­

пока давления в пластах не сравн яли сь, первы й пласт ограничивал суммарны й

2 10~