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

Приведенный вывод дифференциальных уравнений неустановившейся филь­ трации газа оепован на допущении о справедливости закона Дарси по всему пласту. Нами получено дифференциальное уравнение неустановившейся филь­ трации газа нри нелинейном законе сопротивления. Проведенные на ЭВМ расчеты подтвердили принимавшееся ранее допущение о приуроченности области нарушения закона Дарси к призабойной зоне с радиусом не больше величины мощности пласта. Такая ситуация, имеющая место при неустановившемся притоке газа к скважинам, позволяет изучать особенности распределения и перераспределения пластового давления в результате интегрирования уравне­ ния (10) или (11) и т. д.

Для определения, например, забойных давлений в скважинах используется известный факт квазиустановившегося характера течения газа в призабойной зоне пласта.

§ 6. Особенности притока газа к забоям скважин

Скважина является одним из важнейших элементов системы разработки месторождений природных газов. Из скважин добывают газ и конденсат. Скважины являются каналами связи с пластом, через которые осуществляется регулирование процессов, происхо­ дящих при разработке месторождений. В результате исследований скважин, наблюдения за их показателями эксплуатации добывается информация о параметрах призабойной зоны, газоносного и водо­ носного пластов и о процессах, происходящих в залежах газа при их разработке.

По назначению скважины можно подразделить на эксплуатацион­ ные, нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические.

Разведочные скважины бурят для изучения особенностей геологи­ ческого строения залежи и окружающей ее пластовой водонапорной системы, определения продуктивности и параметров пластов. Этими скважинами оконтуривают месторождение. По данным их опробова­ ния устанавливают наличие или отсутствие нефтяной оторочки, ее промышленное значение. Конструкции разведочных скважин должны позволять перевод их в одну из отмеченных выше категорий скважин.

Эксплуатационные и нагнетательные скважины предназначены для управления процессами, происходящими в пласте при разработке месторождений природных газов, для добычи газа и конденсата. Всестороннее и периодическое исследование этих скважин дополняет наши представления о месторождении. Сведения, получаемые при эксплуатации этих скважин, дают информацию о параметрах пласта, тектоническом строении залежи и водоносного пласта, активности водонапорного бассейна и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины используются для контроля за процессами, происходящими в залежи. Наблюдатель­ ными будем называть скважины, пробуренные в области газонос­ ности, а пьезометрическими — пробуренные за внешним контуром газоносности (в области водоносности). Результаты исследования этих скважин дополняют сведения о коллекторских свойствах пластов. Наблюдения за такими скважинами дают информацию об изменении

40

по площади п во времени пластовых давлений в областях газо- и водоносности, о режиме месторождения и позволяют следить за прод­ вижением воды в газовые залежи. В последнее время рекомендуется бурить «эксплуатационно-наблюдательные» скважины. Для таких скважин при нормальной их эксплуатации планируется специальное время на проведение исследований, в частности время на длительные замеры давления.

В данном параграфе основное внимание уделяется особенностям притока газа к эксплуатационным скважинам. Другим категориям скважин будет уделено внимание ниже.

Первая особенность, свойственная притоку газа к скважине, — нарушение линейного закона фильтрации, обусловленное высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта. Дебит нефтяной скважины в 100 м?/сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м3/сут. Пусть пластовое давление составляет 150 кгс/см2, а забой­ ное — 100 кгс/см2. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10000 м3/сут, т. е. скорость фильтрации газа в рас­ сматриваемом случае вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти.

Нарушение линейного закона фильтрации приводит к двучленному уравнению притока газа к скважине. В случае идеального газа это уравнение для некоторого момента времени t записывается в виде [8, 23,31]:

где Pk{t) — пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени; рс (t) — забойное давление в скважине в момент времени t; А и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q (t) — дебит скважины в момент времени t, приведенный к атмосфер­ ному давлению и пластовой температуре.

Под пластовым давлением в районе некоторой скважины будем понимать такое давление, которое установится на забое скважины в результате ее длительного простаивания. При разработке место­ рождений природных газов образуется общая депрессионная «во­ ронка» той или иной «глубины». Она всегда осложнена локальными депрессионными «воронками», образующимися в процессе эксплуата­ ции отдельных скважин. Поэтому под длительным простаиванием скважины понимается время, необходимое для выравнивания депрессионной воронки в районе рассматриваемой скважины (локальной депрессионной воронки).

Уравнение (1) справедливо для установившегося фильтрационного течения. Поэтому его можно использовать для любого момента вре­ мени при условии, что к этому моменту уже закончились процессы перераспределения пластового давления, вызванные существенным изменением дебита скважины. (Об учете реальных свойств газа в уравнении притока газа к скважине будет сказано в § 4 главы V.)

41

Другая отличительная особенность притока газа к скважине — искривление линий тока. Это искривление происходит из-за не­ совершенства скважин по характеру вскрытия, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, — то и вследствие несовер­ шенства скважины по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия влияет на величины коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине (1). Коэффициенты А и В определяются в результате интерпретации данных исследования скважины при установившихся режимах фильтрации [8, 23, 24, 31], а следовательно, с учетом в общем случае двойного несовершенства скважины. Вместе с тем отметим, что представление сложного фильтрационного течения к скважине как суммы элементарных потоков привело к получению формул, позволяющих раскрыть структуру коэффициентов А и В.

Следующая особенность притока газа к скважине связана с филь­ трацией газоконденсата.

При разработке газоконденсатных месторождений, даже с под­ держанием пластового давления, забойные давления по скважинам рсt меньше давления начала конденсации рнк или начального пласто­ вого давления 1 ри {pci < р нк, или рс1 < р и).

Следовательно, приток газоконденсатной смеси к скважине сопро­ вождается выпадением конденсата в призабойной зоне пласта. В на­ чальные моменты времени происходит процесс накопления конден­ сата в пласте. Затем, после достижения равновесной насыщенности, конденсат начинает поступать к забою скважины. Выпадение конден­ сата в призабойной зоне пласта приводит к изменению во времени фильтрационных сопротивлений А я В в уравнении (1) (М. Т. Абасов, 3. С. Алиев, Ю. П. Коротаев, А. М. Кулиев и др.). Вопрос об измене­ нии конденсатонасыщенности в призабойной зоне пласта достаточно исследован (М. Т. Абасов, 3. М. Ахмедов, А. X. Мирзаджанзаде и др.).

С двухфазной фильтрацией приходится иметь дело и при обводне­ нии газовых скважин вследствие образования конусов и продвижения воды в виде языка по наиболее дренируемому пропластку. Двухфаз­ ная фильтрация наблюдается при поступлении в скважину газа и воды из переходной зоны. Затем в скважину поступают газ — из необводненной части пласта — и вода — из обводненного про­ пластка.

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, дебиты скважин приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны пласта, выноса частиц породы и осложнения процесса эксплуатации скважины — образо­ вания песчаной пробки и эрозии оборудования. Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показывает, что при обводнении скважин даже достаточно устойчивые коллекторы начинают «плыть» [56]. Следовательно, обводнение скважин приво­

1 Если начальное пластовое давление больше давления начала конденсации или равно ему.

42

дит к необходимости снижения допустимых депрессий на пласт для предотвращения разрушения призабойной зоны скважин.

При формировании месторождений природных газов газ оттеснял воду за пределы ловушки. При этом газ неполностью вытеснял воду из норового пространства, и формировалась остаточная водонасыщенность. Теоретические и экспериментальные исследования показы­

Отмеченные ранее факторы приводят к увеличению коэффициентов фильтрационных сопротивлений 1 и 5 в уравнении (1), к ухудшению продуктивной характеристики скважин. Осушка же призабойной

искусственно осушать призабойную зону пласта для увеличения продуктивности газовых скважин.

Разработка месторождений природных газов сопровождается падением во времени пластового и забойного давлений. Это приводит к деформации пласта. Лабораторные и промысловые исследования указывают на изменение (уменьшение) коэффициентов пористости и проницаемости пласта со снижением пластового давления. При этом наиболее существенно (до 50% и более) изменяется коэффициент проницаемости. Естественно, что в наибольшей степени указанные параметры изменяются в призабойной зоне пласта.

Изменение пластового, а следовательно, забойного давления приводит к проявлению влияния реальных свойств газа, например, на дебит скважины. Так, некоторые оценочные расчеты, приведен­ ные в работе [38], показывают, что при неучете отклонения реаль­ ных газов от закона Бойля—Мариотта и изменения их вязкости вследствие изменения давления ошибки прогнозирования дебитов колеблются в пределах 10—16% для метана и 23—28% для природ­ ного» газа некоторого состава [38], причем вычисленные значения дебитов оказываются завышенными.

При проходке скважин вода из промывочного раствора прони­ кает в призабойную зону пласта, продуктивные отложения глини­ зируются. Аналогичные осложнения наблюдаются при глушении эксплуатационных скважин перед проведением, например, капи­ тального ремонта, работ по интенсификации и т. д. Хотя в дальней­ шем призабойная зона и очищается от шлама, глинистой корки

иосушается, но какое-то время все это влияет на особенности при­ тока газа к скважине, на ее производительность. При разрушении

ивыносе глинистой корки продуктивность скважин существенно возрастает. Разная степень глинизации продуктивных пропластков определяет разновременность приобщения их к эксплуатации, не­ равномерность дренирования продуктивных отложений по мощности. Всех этих условий нельзя не учитывать при исследовании скважин, при проектировании, анализе и определении перспектив разработки месторождений природных газов.

43

К особенностям притока газа к скважине относятся также зна­ чительные потери давления в призабойной зоне пласта. Для примера приведем табл. 2, где показаны потери давления в процентах на раз­

Из таблицы следует, что наибольшее падение давления наблю­ дается непосредственно около скважины. Так, прн расстоянии между скважинами 1500 м н е = 0,9 на преодоление фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м расхо­ дуется 52,9% общих потерь давления, причем 18,8% этих потерь приходятся на призабойную зону радиусом 0,4 м.

С увеличением депрессии на пласт (характеризуемой величиной е) потери давления вблизи скважины возрастают. Так, при тех же рас­ стояниях между скважинами (1500 м), но при е = 0 (что означает рс = 0) на призабойную зону пласта радиусом 10 м приходится 71,9% общих потерь давления против 52,9% при е = 0,9.

Изменение расстояния между скважинами при неизменной де­ прессии не оказывает большого влияния на распределение потерь давления в пласте. Например, при увеличении расстояния между скважинами с 500 до 1500 м, т. е. в 3 раза, доля потерь давления

44

от общих потерь, приходящаяся на призабойную зону радиусом 10 м, снижается с 60,4 до 52,9% (при е = 0,9). В условиях несовершенной скважины, нарушения закона Дарси и нестационарного притока газа к скважине соответствующая доля общих потерь давления, приходящаяся на призабойную зону пласта, возрастает.

Б. Б. Лапук показал, что процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим [38]. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и сни­ жение температуры за счет эффекта Джоуля—Томсона. Поэтому приток газа к скважине может сопровождаться образованием гидра­ тов в призабойной зоне пласта, когда пластовая температура невы­ сокая. Так, пластовая температура месторожденияМессояхи (Красно­ ярский край) близка к температуре образования гидратов.

На особенности притока газа к скважине влияет и качество це­ ментирования. Различные механические свойства продуктивных от­ ложений по мощности определяют профиль, в частности, забоя сква­ жины. Это означает, что толщина цементного кольца с глубиной изменяется. Следовательно, в результате перфорации получается разная сообщаемость скважины с продуктивными пропластками. Аналогичное явление наблюдается и при неконцентричном располо­ жении эксплуатационной колонны в стволе скважины. Некачествен­ ное цементирование может привести к опасности образования гри­ фонов, к неконтролируемым утечкам газа в вышеили нижезалегагощие горизонты.

Отмеченные здесь особенности притока газа к скважинам необ­ ходимо учитывать при эксплуатации, при интерпретации результа­ тов исследования их. Конструкции забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, а следовательно, и необ­ ходимое число скважин для разработки месторождения. Особен­ ности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации добычи газа, которые воз­ действуют именно на призабойную зону пласта.

Чем больше дебиты скважин, тем выше эффективность разра­ ботки месторождений природных газов. Скважины — весьма дорого­ стоящие сооружения. Этим, например, и объясняется необходимость и целесообразность сооружения в высокопродуктивных отложениях месторождений севера Тюменской области сверхмощных эксплуата­ ционных скважин, т. е. скважин увеличенных диаметра и произво­ дительности. Заметим, что сам по себе диаметр скважины мало влияет на величину дебита, но оказывает существенное влияние на про­ пускную способность скважин (НКТ).

§ 7. Газоотдача при разработке месторождений природных газов

До недавнего времени для подсчета запасов газа и конденсата при проектировании и анализе разработки месторождений природ­ ных газов коэффициент газоотдачи принимался равным единице или

45

близким к единице. Считалось, что потери газа в пласте зависят в основном от величины конечного пластового давления и соответ­ ственно от величины минимального рентабельного отбора из место­ рождения (дебитов скважин). Этот фактор, естественно, необходимо учитывать при определении коэффициента газоотдачи.

Если экономически оправданной является разработка некото­ рого месторождения до конечного пластового давления ркон, то извлекаемые запасы газа из пласта составят

а£2н.Рн____ сс^нРкон

2н/>ат z (ркон) Рат

( 1)

Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запасам газа Q3an, с учетом урав­ нения (1) составит

Р н2 (Ркон)

Определение коэффициента газоотдачи по формуле (2) возможно, если режим месторождения газовый.

В ряде случаев допустимое конечное давление в пласте опреде­ лялось, например, исходя из условия достижения атмосферного давления на устьях скважин [43]. С. С. Гацулаев и В. Ф. Канашук рекомендуют срок окончания разработки месторождения, а следо­ вательно, и конечное допустимое давление определять по результа­ там технико-экономических расчетов. Окончание разработки при­ ходится на момент, когда в пункте потребления себестоимость до­ бычи и транспорта газа становится равной себестоимости добычи и транспорта замыкающего топлива (каменного угля) 1.

Из рассмотрения формулы (2), теории и практики разработки месторождений природных газов следует, что коэффициент газоот­ дачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темпа отбора газа, расстояния до потребителя, необходимого давления для подачи газа потребителю и других фак­ торов.

На основе анализа экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям приводятся различные возможные величины коэффициента газоотдачи. Так, А. Л. Козлов считает, что при благоприятных геологических условиях (выдержанность пла­ стов, хорошие коллекторские свойства и др.) и начальных пласто­ вых давлениях выше 50 кгс/см2 можно ожидать коэффициент газо­ отдачи около 0,97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями коэффициент газоотдачи составляет 0,7-Л),8 и т. д.

1 И. С. Т ы ш л я р, Г. В. А к у л ь н и ч е в а, М. М. X о ш, В. Ф. К а - н а ш у к и И. А. Л е о н т ь е в для сопоставления рассматривают приве­ денные затраты на добычу, транспорт и распределение угля н текущие издержки по этим категориям на эксплуатируемом месторождении газа.

46

В случае газового режима М. А. Жданов и Г. Т. Юдин коэффициент газоотдачи рекомендуют принимать равным 0,9-^-0,95, а при водо­ напорном режиме — 0,8. Приведенные и другие средние величины коэффициента газоотдачи можно рассматривать лишь как ориенти­ ровочные, так как каждое месторождение характеризуется только ему присущими особенностями.

Большинство месторождений природных газов приурочено к раз­ личным по активности водонапорным системам. При разработке подобных месторождений происходит продвижение контурных или подошвенных вод в газонасыщенную область пласта.

Лабораторными и промысловыми (геофизическими) исследова­ ниями последних лет установлено, что газ неполностью вытесняется водой (или вода газом — при создании подземных хранилищ в водо­ носных пластах). Работы в этом направлении выполнены М. Т. Аба­ совым, Л. Б. Булавиновым, А. С. Великовским, Д. Джефеном, Д. Катцем, Р. М. Кондратом, В. Н. Мартосом, О. Ф. Худяковым и многими другими исследователями. Достаточно подробные сведе­ ния об отечественных и зарубежных исследованиях по вопросам газоотдачи приводятся в работах [43, 59, 71, 79, 81].

Обобщение и анализ проведенных к настоящему времени иссле­ дований позволяют выявить влияние различных факторов на коэф­ фициент газоотдачи при вытеснении газа водой. Приводимые ниже выводы относятся к газоотдаче естественных и искусственных кернов.

1. Коэффициент газоотдачи тем больше, чем больше начальная газонасыщенность керна а, чем больше коэффициент пористости и меньше коэффициент проницаемости. Однако зависимость коэффи­ циента газоотдачи от коэффициента проницаемости несущественна. Зависимость же коэффициента газоотдачи от первых двух параметров может быть прослежена по следующей приближенной формуле, полученной А. И. Ширковским по данным обработки лабораторных

2.Коэффициент газоотдачи мало зависит от соотношения коэф­ фициентов вязкости воды и газа и от величины поверхностного натя­ жения на границе фаз (при разных температурах).

3.Коэффициент газоотдачи практически не зависит от давлений,

при которых проводились опыты (неизменных во время опыта),

искорости вытеснения газа водой.

4.Газоотдача в значительной мере определяется капиллярными

процессами, происходящими при вытеснении газа водой. Лабора­ торные эксперименты показывают, что коэффициенты газоотдачи и остаточной объемной газонасыщенности при капиллярном выте­ снении газа водой сравнимы с их значениями при гидродинамическом вытеснении. Следовательно, величина коэффициента газоотдачи в обводненном объеме пласта определяется капиллярными процес­ сами при вытеснении газа водой. Это объясняется и тем, что скорости капиллярной пропитки часто значительно превосходят скорости

47

вытеснения газа водой при разработке месторождений природных

газов.

5. Коэффициент газоотдачи определяется степенью неоднород­ ности пористой среды по коллекторским свойствам. Применительно к месторождениям природных газов можно сказать, что чем больше микро- и макронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи обводненного объема пласта.

6. Коэффициент газоотдачи зависит от величины конечного давле­ ния в обводненном объеме пласта. Чем меньше конечное пластовое давление в обводненном объеме пласта, тем больше коэффициент газоотдачи.

В результате лабораторных экспериментов оказалось, что газоотдача для обводненных газонасыщенных кернов составляет от 50

до 90%.

На основе приближенных газогидродинамическпх расчетов неко­ торые исследователи делают вывод о целесообразности разработки месторождений природных газов при повышенных отборах газа, так как при меньшем давлении в обводняемом объеме пласта остается «защемленным» меньшее количество газа. Аналогичные выводы де­ лают и другие исследователи на основе анализа результатов лабо­ раторных экспериментов на кернах [79].

Однако перенесение выводов, справедливых для однородных цо коллекторским свойствам пластов или для кернов, на разработку реальных месторождений вызывает возражения. Опыт разработки ряда отечественных газовых месторождений показывает избиратель­ ный характер обводнения продуктивных пластов и скважин. В зна­ чительной мере это определяется неоднородностью пласта по кол­ лекторским свойствам и неравномерным дренированием пластов по мощности. Если в этих случаях увеличивать отбор газа из место­ рождения, это может усугубить избирательный характер обводне­ ния пластов и скважин. Для месторождений, сложенных трещино­ вато-пористыми породами, при обосновании темпа разработки не­ обходимо учитывать возможную величину коэффициента газоотдачи.

Влияние отмеченных факторов по-разному сказывается на реаль­ ных величинах коэффициента газоотдачи по разрабатываемым место­ рождениям. На месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей достигнутые текущие коэффициенты газоотдачи колеблются от 0,777 до 0,97 (по залежам терригенной свиты) и от 0,566 до 0,979 (по залежам калиновской свиты) [27]. Ожидаемые величины коэф­ фициентов конечной газоотдачи по месторождениям Краснодарского края колеблются в пределах 0,6-^-0,8 [59, 81]. По месторождениям Нижнего Поволжья ожидаемые значения конечного коэффициента газоотдачи составляют 0,48-|-.0,89 и т. д.

Большинство авторов, публикующих данные о фактических вели­ чинах коэффициента газоотдачи газовых месторождений, склонны в основном к объяснению низких его значений защемлением газа при внедрении воды в залежь в процессе разработки. Казалось бы, приведенные величины коэффициента газоотдачи кернов в 50—90%

4 8

подтверждают сказанное. Однако описанные в работе [71] исследо­ вания приводят к несколько иной качественной оценке достигаемых

впроцессе разработки значений коэффициента газоотдачи.

Вработе [71] изложены результаты лабораторных исследований поведения защемленного газа при снижении давления в обводненной модели пласта. Необходимость этих исследований объясняется тем, что при водонапорном режиме давление в обводненных частях пласта

впроцессе разработки газовой залежи снижается.

Модель пласта представляла собой толстостенную стальную колонну дли ной 2440 мм и внутренним диаметром 96 мм. В качестве пористой среды исполь­ зовалась смесь промытого и просушенного клинского кварцевого песка с раз­ мерами зерен менее 0,25 мм и маршалита (92% песка и 8% маршалита) 1. Абсо* лютная пористость модели равна 38%, коэффициент проницаемости по воде 0,34 Д. Опыты проводились при вертикальном положении модели. В опытах коэффициент начальной водонасьпценности колебался от 21,5 (опыт 7) до 56,2% (опыт 1). Газ вытеснялся дистиллированной водой, направление вытеснения — снизу вверх.

После обводнения модели определяли коэффициенты газоотдачи, остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды. Дальнейшая закачка воды в модель сопровождалась синхронным снижением давления на входе и выходе. На каждой ступени снижения давления после прекращения выноса пузырьков газа замеряли фазовую проницаемость для воды. Величину остаточ­ ной газонасыщенности определяли исходя из значений среднего «пластового» давления в модели и балансовых соотношений.

Эксперименты выявили следующие характерные моменты.

При снижении давления в обводненной модели пласта защемлен­ ный газ начинает расширяться. Расширение газа приводит к увели­ чению коэффициента остаточной газонасыщенности (рис. 11), умень­ шению сечения норовых каналов (для воды) и соответственно — к уменьшению фазовой проницаемости для воды (рис. 12). На рис. 13 приводится зависимость коэффициента фазовой проницаемости для воды (на момент обводнения модели пласта) в функции от коэффи­ циента начальной водонасьпценности модели пласта.

По мере уменьшения давления в обводненной зоне темп увели­ чения остаточной газонасыщенности постепенно нарастает. После достижения некоторого «критического» значения остаточная газонасыщенность при дальнейшем уменьшении давления в обводнен­ ной зоне остается практически постоянной. В проведенных опытах остаточная газонасыщенность «стабилизировалась» на уровне 30,5— 32,4%.

С ростом коэффициента остаточной газонасыщенности фазовая проницаемость для воды уменьшается. Темп изменения фазовой проницаемости для воды соответствует темпу изменения коэффи­ циента остаточной газонасыщенности. После стабилизации коэффи­ циента остаточной газонасыщенности проницаемость для воды практически не изменяется. Характер изменения остаточной газо­ насыщенности полностью объясняет зависимость коэффициента газо­ отдачи по защемленному газу от снижающегося давления в модели4*

1 Приводимые параметры соответствуют одной из серии опытов.