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

газовых месторождений). Сделанные здесь выводы не касаются случаев резкого изменения геометрии фильтрационных потоков при увеличении числа скважин на площади газоносности.

В последнее время считается, что при равномерном размещении скважин в условиях водонапорного режима будут интенсивнее обвод­ няться скважины и месторождение. (К вопросу о равномерном раз­ мещении скважин при возможном проявлении водонапорного ре­ жима мы вернемся позже.)

С точки зрения теории разработки месторождений природных газов, рассматриваемая схема размещения скважин наиболее проста. Расчетные методы определения показателей эксплуатации для дан­ ной схемы также наиболее просты и более разработаны.

2. Размещение скважин в виде цепочки впервые было рекомендо­ вано Б. Б. Лапуком, В. П. Савченко, А. Л. Козловым и осуществлено

Н. В. Черским на Султангуловском газовом месторождении (Оренбургская область) в 1947 г. Необходимость размещения скважин цепочкой было вы­ звано здесь тем, что Султангуловская структура сильно вы­ тянута в плане. Размещение скважин в виде цепочки ис­ пользовано также при создании и эксплуатации Гатчинского подземного газохранилища (под Ленинградом) [75]. Такая же схема размещения скважин ре­ комендована в первоначальном

проекте разработки месторождения Вуктыл (Коми АССР) и т. д. Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек можно использовать при проектировании системы разработки газо­ конденсатных месторождений с поддержанием пластового давления

путем закачки сухого газа или воды [26, 46, 66] (см. главу X).

В отдельных случаях система сбора газа может определять выбор размещения скважин в виде батареи (батарей). Такое размещение скважин можно применять при глушении аварийно фонтанирующей скважины и т. д.

При проектировании уникального газового месторождения Ме­ двежье (Тюменская область) рассматривался вариант разработки системами батарей скважин, расположенных по длинной оси место­ рождения. Рассмотрение этого варианта было вызвано особенно­ стями температурного режима системы пласт—скважины—газо­ сборные сети, т. е. стремлением к безгидратной эксплуатации место­ рождения. Устья скважин образуют батарею небольшого радиуса. Тогда шлейфы имеют минимальную длину и для них характерны малые изменения температуры при подаче газа к групповым пунк­ там сбора и обработки газа. Применение наклонного бурения может

70

создать возможность осуществления практически любой системы размещения скважин на площади газоносности (при значительных глубинах залегания залежи), которая учитывала бы особенности сбора и обработки газа.

Системы размещения скважин по равномерной треугольной сетке могут быть сведены к системе размещения в виде батарей скважин (рис. 22) и наоборот. Следовательно, методы расчета, используемые

1 — эксплуатационные и разведочные скважины; 2 — изогипса по кровле хадумского про­ дуктивного горизонта; 3 — внешний контур газоносности; 4 — проекция контура газонос­ ности зеленой свиты

для одной сетки размещения скважин, могут оказаться полезными для другой.

При размещении скважин в виде кольцевых батарей или цепочек быстрее (чем при равномерном размещении) падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин \ раньше требуется ввод до­ полнительных скважин для разработки месторождения. Газосбор­ ные системы и промысловые коммуникации при рассматриваемой системе размещения отличаются компактностью. Выше отмечалось,

1 В более поздний период разработки.

71

что все эти моменты могут существенно влиять на технико-экономи­ ческие показатели разработки месторождения и обустройства про­ мысла.

3.За последние годы обосновывается и подтверждается расче­

тами целесообразность размещения эксплуатационных скважин в наиболее продуктивных зонах месторождений (М. А. Бернштейн, С. С. Гацулаев, А. Л. Козлов, А. С. Малых, Р. М. Миклин, Е. М. Мин­ ский, Р. Хессинг), в частности, в центральной, купольной части месторождения. Такая система размещения скважин рекомендована сотруд никами ВНИИгаза в проектах разработки крупнейших газовых месторождений — Северо-Ставропольского, Газлинского, Шебелинского и других (рис. 23—25).

Основными доводами в пользу названной системы размещения скважин принимаются следующие. Предполагается, что при разме­ щении скважин в центральной части месторождения (в «сухом поле») может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Часто коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. Однако конечное необходимое число скважин для разработки месторожде­ ния, время ввода в эксплуатацию и потребная мощность ДКС зави­ сят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки. Следовательно, существует оптимальная зона разбуривания, обес­ печивающая наилучшие технико-экономические показатели разра­ ботки месторождения и обустройства промысла.

Для сопоставления рассматриваемых систем размещения сква­ жин проанализируем следующий гипотетический случай разработки месторождения.

Предположим, месторождение имеет круговую форму. Пласт однороден по коллекторским свойствам. Режим месторождения газовый. Рассматриваются три возможные системы размещения скважин: 1) равномерное размещение на площади газоносности; 2) одно батарейное размещение; 3) размещение скважин в централь­ ной зоне. Скважины всех вариантов размещения эксплуатируются при одинаковых допустимых депрессиях на пласт. Рассмотрим харак­ тер распределения давления в пласте для трех вариантов размещения скважин на момент времени, когда отобрано одинаковое количество газа. На рис. 26 схематично изображены профили давления для рас­ сматриваемых систем размещения скважин на гипотетическом место­ рождении.

Для всех трех вариантов размещения скважин имеем одинаковое

среднее пластовое давление р (отобрано одинаковое количество газа по каждому варианту). Однако забойные давления при этом могут существенно различаться. Из рис. 26 следует, что забойные давления при равномерном размещении скважин рс р больше, чем при бата­ рейном рс б и центральном расположении скважин рс-ц, т- е-

72

Рис. 25Карта размещепия существующих и проектных скважин па свиту медистых песчаников Шебелинского месторождения (по уточненному проекту разработки, 1964 г.):

2 — внешний контур газоносности; 2 — внутренний контур газоносности; 3 — эксплуатационные скважины; 4 — проект­ ные скважины; 5 — проектные скважины на СМП—НАГ; 6— наблюдательные скважины; 7 — пьезометрические скважины

Отметим, что в зависимости от соотношения радиуса батареи и радиуса области центрального размещения скважин это неравен­ ство может иметь вид:

Как уже отмечено, это приводит к более раннему вводу в эксплуа­ тацию ДКС, установок искусственного холода для вариантов с ба­ тарейным и центральным размещением скважин.

Вследствие большей интерференции скважин для двух последних сеток (при одинаковой депрессии) дебиты скважин будут меньше, а необходимое их число больше, чем при равномерном размещении скважин.

Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду струк­ туры, то, например, при размещении скважин в центральной зоне

Рис. 26. Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного п центрального размещения скважин на залежи, однородной по коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа)

необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами. Если число батарей увеличить, то показа­ тели этого варианта разработки могут оказаться предпочтительнее по сравнению с размещением скважин в центральной зоне. При зна­ чительном числе батарей сетка размещения скважин приближается к равномерной и т. д.

Таким образом, если на некотором рассматриваемом месторожде­ нии ожидается газовый режим, то, как правило, нельзя заранее предугадать, какая из возможных систем размещения скважин будет эффективнее. Лишь проведение газодинамических и технико-эконо­ мических расчетов может выявить оптимальную систему разработки газового месторождения.

При водонапорном режиме для выбора оптимальной системы раз­ мещения скважин на площади газоносности также следует опреде­ лить газогидродинамические и технико-экономические показатели различных систем размещения скважин. Однако в этом случае суще­ ственно усложняются газогидродинамические методы расчета.

75

В случае газового режима часто бывает достаточно выполнить газодинамические расчеты для «средней» скважины, т. е. для сква­ жины со средними для данного месторождения коэффициентами фильтрационных сопротивлений А и В, допустимыми дебитами (депрессиями) и другими средними параметрами. При водонапор­ ном режиме задача усложняется в связи с необходимостью детальной геологической информации о строении месторождения, коллектор­ ских свойствах пласта и их изменении по площади залежи и мощ­ ности пласта. Получение подобной достоверной информации при незначительном числе газовых скважин на ранних стадиях проекти­ рования является сложной задачей, так как не удается достаточно

точно изучить газовую за­ лежь, а сведения о водона­ порном бассейне бывают весь­ ма ограничены.

При водонапорном режи­ ме не может быть отдано сра­ зу предпочтение ни одной из рассматриваемых систем раз­ мещения скважин на пло­ щади газоносности. Распро­ страненное мнение о преи­ муществе размещения сква­ жин в центральной части за­ лежи при водонапорном ре­ жиме является неоправдан­ ным.

Для примера рассмотрим гипотетическую залежь, под­ стилаемую контурной водой. Коллекторские свойства залежи не­

равномерном размещении скважин мощность вскрыта так, как пока­ зано схематично на рис. 27, а. Из рис. 27, а и б следует, что сква­ жины, размещенные в центральной зоне, подвергаются большей опасности быстрого обводнения по пропластку В, чем при равномер­ ном размещении скважин. В то же время сопоставляемые схемы раз­ мещения примерно равноценны, например, в отношении обводнения по пропластку А. Следовательно, при водонапорном режиме имеют значение не только система размещения скважин на площади газо­ носности, но и характер размещения их на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений.

Равномерная система размещения скважин может иметь и ряд других преимуществ перед системой размещения в центральной зоне. В результате более высокого пластового давления в первом случае

76

дебиты скважин могут оказаться большими (на момент времени равенства отобранных количеств газа), необходимое число скважин — меньшим. По этой же причине в первом случае увеличивается про­ должительность бескомпрессорного периода эксплуатации. Расчеты, проведенные П. Т. Шмыглей [81], подтверждают данные выводы даже для случая равномерного по мощности продвижения воды в газовую залежь.

Система равномерного размещения скважин на площади газонос­ ности при водонапорном режиме (как и при газовом) может оказаться предпочтительной, например, при резкой литологической изменчи­ вости продуктивных отложений. При этой системе возможно приоб­ щить к дренированию выклинивающиеся пласты и пропластки, уве­ личить суммарный коэффициент газоотдачи. Поэтому скважины первой очереди (необходимые для осуществления опытно-про­ мышленной эксплуатации) следует располагать по достаточно рав­ номерной сетке. Затем по мере изучения месторождения после­ дующие скважины можно сосредоточивать в более продуктивных зонах.

При размещении скважин в центральной или иной продуктивной зоне в процессе разработки образуется общая депрессионная «во­ ронка». В начальный период разработки эта депрессионная воронка может способствовать отдалению момента обводнения скважин. Затем вода, по мере поступления в залежь, будет попадать в области все больших градиентов пластового давления. Это может в опреде­ ленные моменты времени ускорить обводнение скважин и осложнить процесс разработки месторождения. Наибольшие осложнения могут возникнуть при неравномерном по мощности продвижении воды в залежь.

При размещении скважин в центральной зоне защемление газа происходит при большем пластовом давлении, что может привести к уменьшению коэффициента газоотдачи.

При любой системе размещения скважин на площади газоносности необходимо выяснить возможность неравномерного дренирования продуктивных отложений по мощности. Путем специальных иссле­ дований и работ по интенсификации притока газа к скважинам сле­ дует стремиться к приобщению всего продуктивного разреза к раз­ работке. Это предотвратит преждевременное обводнение и выбытие ряда скважин из эксплуатации, будет способствовать получению наибольшего коэффициента газоотдачи, а также повышению дебитов скважин и замедлению темпов падения их во времени.

Только учет всей наличной информации, рассмотрение различ­ ных вариантов размещения скважин и вскрытия пласта обеспечит обоснованный выбор оптимальной системы разработки место­ рождения.

4. При рассмотрении систем размещения скважин мы не анали­ зировали неравномерную схему размещения, так как в зависимости от конфигурации она имеет те или иные особенности рассмотренных выше «классических» систем размещения.

77

§ 1. Расчет показателей разработки для различных технологических режимов эксплуатации скважин при равномерном их размещении

К показателям разработки месторождений природных газов отно­ сится большое число параметров. Более подробно о них будет ска­ зано в главах IX и X. Здесь же рассмотрим методику определения следующих показателей разработки: 1) изменения во времени деби­ тов газовых скважин; 2) потребного числа газовых скважин и их изменения во времени; 3) изменения во времени пластового давления и 4) забойного давления.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях. В связи с нелинейностью дифференциальных уравнений фильтрации газа в настоящее время не представляется возможным получить необходимые аналитические решения. Поэтому для расчета показателей разработки месторожде­ ний природных газов были предложены различные приближенные методы, а также приближенные методы интегрирования уравнения Л. С. Лейбензона. Использование ЭВМ п электрических моделей позволяет получать наиболее общие и практически точные решения. На основных расчетных методах мы остановимся в дальнейшем.

Определять перечисленные показатели разработки газовых место­ рождений (при некоторых допущениях) можно методом последова­ тельной смены стационарных состояний. Теоретическое обоснование данного метода применительно к проектированию разработки газо­ вых месторождений дано Б. Б. Лапуком [38].

Введение в расчеты понятия об удельных объемах дренирования существенно их облегчает. Нейтральные линии (поверхности) при­ нимаются как бы непроницаемыми, и каждая скважина дренирует «свой» участок пласта. Такой участок пласта и называется удельным объемом дренирования. Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну «среднюю» скважину и определять изменение во времени потребного числа «средних» скважин.

Идея метода последовательной смены стационарных состояний хорошо отражена в самом названии метода. В каждый момент времени распределение давления в пределах удельного объема

79