Схематизация контура питания.

За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами (рис. 5.3), или линия, на которой расположены нагнетательные скважины.

Дебит рядов эксплуатационных скважин в процессе разработки будет изменяться даже при сохранении постоянного перепада давлений между контурами питания и скважинами, что является следствием изменения общего сопротивления потоку движущейся жидкости. Дебит скважины в каждый момент времени зависит от текущего положения водонефтяного или газонефтяного контакта, от соотношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов и от изменения проницаемости пласта в зоне замещения нефти вытесняющим агентом.

Если сопротивление в нефтяной зоне больше сопротивления в зоне вытесняющего агента (воды или газа), то при сохранении постоянного перепада давлений дебит увеличивается, так как область, заполненная нефтью, сокращается и общие гидравлические сопротивления потоку уменьшаются. Если сопротивление потоку в нефтяной зоне меньше сопротивления в зоне вытесняющего агента, то дебит будет уменьшаться.

Для определения эффективности рассмотренных вариантов разработки интересно оценить средние дебиты на различных этапах разработки. За этап разработки принимается промежуток времени, в течение которого контур перемещается с начального положения до первого ряда скважин или от ряда обводнившихся выключенных скважин до следующего ряда работающих скважин. Для определения среднего дебита вводится расчетный приведенный контур питания (рис.5.4, а). Суммарный дебит рядов Q (в м /с) для любого момента времени можно определить по формуле:

,

(5.2)

где В – длина рядов перпендикулярно к потоку движущейся жидкости, (м);

h – мощность пласта, (м);

k – проницаемость, (м );

p – давление на контуре области питания, (н/м );

p – среднее давление на линии внешнего ряда во время работы, (н/м );

m и m – вязкость воды и нефти, (н·c/м );

L – расстояние от внешнего ряда до контура питания, (м);

L – расстояние от внешнего ряда до начального положения контура нефтеносности, (м);

L – расстояние от внешнего ряда до текущего водонефтяного контакта, (м).

Рисунок 5.4 – Схематизация полосообразной и круговой залежей для расчета приведенного контура питания при водонапорном и газонапорном режимах: 1 – начальный контур нефтеносности; 2 – приведенный контур питания; 3 – истинный контур питания.

Как видно из формулы (5.2), дебит изменяется в зависимости от положения контура нефтеносности, приняв L = 0.

Начальный дебит можно определить из формулы (5.2), если вместо L подставить L , а к моменту подхода контура нефтеносности к внешнему ряду дебит можно подсчитать по той же формуле. Истинная скорость перемещения контура нефтеносности w – величина переменная. Значение ее можно определить из уравнения движения жидкости в поровом пространстве:

(5.3)

где П_дин – коэффициент динамической полезной емкости коллектора.

Разделив в уравнении (5.3) переменные, проинтегрируем его, подставив предварительно значение дебита из формулы (5.2)

(5.4)

Начальному моменту времени соответствует положение контура нефтеносности на расстоянии L_н от внешнего ряда, а окончание процесса обводнения (t) соответствует подходу к внешнему ряду контура нефтеносности. После интегрирования получим:

(5.5)

Определение среднего суммарного дебита скважин рядов за время t. Дебит может быть постоянным только при условии, что вязкость нефти и воды одинакова, и при постоянной проницаемости пласта. Предположим, что вязкость всей жидкости ровна вязкости нефти m_н и проницаемость пласта k постоянна. Подсчитаем средний дебит Q, условно приняв, что контур питания с тем же давлением pк находится на расстоянии L от внешнего ряда:

(5.6)

Продолжительность перемещения контура нефтеносности от начального положения L_н до ряда можно определить объемным методом, так как скорость остается постоянной и не зависит от изменения гидравлических сопротивлений в процессе разработки:

(5.7)

В реальных условиях при переменном дебите с учетом различия гидравлических сопротивлений и при среднем постоянном дебите без учета этого различия продолжительность этапов разработке должна быть одинаковой. Поэтому значения времени t, определенные по формулам (5.5) и (5.7), должны совпадать. Приравняв правые части уравнений (5.5) и (5.7), определим L₀ , величина которого соответствует расстоянию от внешнего ряда до приведенного контура питания:

(5.8)

Таким образом, приведенным контурам питания называется расчетным контуром, по которому можно определить средний дебит рядов скважин и среднюю скорость перемещения контура нефтеносности на каждом этапе разработки в предположении, что вязкости нефти и воды (газа) одинаковы и проницаемость пласта постоянна.

При этом для продолжительности этапов разработки получим те же значения, что и в реальных условиях. При расчетах давление на приведенном контуре питания условно принимают равным давлению на истинном контуре питания.

Рассуждая аналогично, можно найти выражение для приведенного контура питания круговой залежи, работающей при водонапорном режиме (рис.5.4 в).

С учетом геометрии пласта радиус с приведенного контура питания можно определить из выражения:

(5.9)

где R₀ – радиус приведенного контура питания;

R_н – радиус начального контура нефтеносности;

R₁ – радиус первого эксплуатационного ряда;

R_к – радиус контура области питания (естественного или искусственного, созданного нагнетательными скважинами).

В случае газонапорного режима формулы для приведенного контура питания будут иметь такой же вид, как и в случае водонапорного, только вместо вязкости воды m_в как вытесняющего агента следует подставлять вязкость газа m_г. Кроме того, для газонапорного режима формулы (5.8) и (5.9) можно значительно упростить. Так как m_г << m_н, с высокой степенью точности можно принять m_г/m_н = 0. Приведенные контуры питания для полосообразной и круговой залежей при газонапорном режиме (рис.5.4 б, г.)

Следует отметить, что при газонапорном режиме давление в газовой шапке, являющейся областью питания, может изменяться. Если газ не закачивают, оно снижается, если газ закачивают под давлением, превышающим первоначальное, – повышается. Тогда приведенный контур питания следует несколько раз изменять в течении каждого этапа разработки в соответствии с изменением давления в газовой шапке.

Расстояние до приведенного контура питания следует определять для каждого этапа разработки после выключения ряда скважин вследствие обводнения или загазовывания их. Так, для второго этапа разработки в полосообразной залежи расстояние до приведенного контура питания также можно определить по формуле (5.8), подразумевая под L_к расстояние от второго ряда до контура питания, а под L_н – расстояние между вторым и первым рядами, на котором к началу второго этапа находится контур нефтеносности. Для определения R₀ на втором этапе разработки в круговой залежи в формулу (5.9) вместо R_н следует подставить R₁ , а вместо R₁ – радиус второго эксплуатационного ряда.

ЛЕКЦИЯ 6. РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ [1]

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, размеров и протяженности водонапорной системы; физических свойств газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления, в основном для газоконденсатных месторождений.

В практике эксплуатации газовых месторождений различают газовый и водонапорный режимы. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

При газовом режиме или режиме расширяющегося газа единственной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия давления газа. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки вследствие, например, своей запечатанности и, следовательно, малой активности пластовых вод.

Жесткий водонапорный режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды с такой интенсивностью, что в результате не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление. Жесткий водонапорный режим редко встречается на практике.

Водонапорный режим часто проявляется не полностью, и его называют газоводонапорным, когда газ к забою скважины продвигается в результате как его расширения, так и действия напора воды. Причем количество внедряющейся воды в этом случае значительно меньше того, которое необходимо для полного восстановления давления. Главное условие продвижения воды в залежь – связь ее газовой части с водоносной и значительные размеры водоносной системы. Продвижение воды в реальных неоднородных залежах обычно при­водит к избирательному продвижению воды и обводнению скважин, что снижает коэффициент газоотдачи, и зависит от неоднородности пласта, темпа отбора и технологического режима работы скважин, что следует учитывать при проектировании и расположении скважин по площади и глубине их вскрытия. Выделение газа из воды в процессе разработки месторождения может сказываться на режиме работы залежи.

Рассмотрим коэффициент защемления газа а_ост, равный отношению объема порового пространства, занятого газом в обводненной области, ко всему поровому пространству этой области:

а_ост = ( _в − Q_в)/ _в,

где _в − обводненный поровый объем залежи, т. е. объем, занятый газоводяной смесью, с учетом наличия защемленного газа водой; Q_в − объем вторгшейся в залежь воды.

Контроль за продвижением в залежи воды и за обводнением скважин проводится различными способами, но в основном с помощью методов промысловой геофизики (методами радиометрии).

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь при падении давления в водоносной системе и связанном с этим расширении пластовой воды. Продвижение воды наблюдается на Уренгойском, Медвежьем, Оренбургском и других месторождениях. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются практически по газовому режиму, а затем начинается избирательное продвижение воды по наиболее проницаемым прослоям.

Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 − 50 % запасов газа. На практике встречаются также исключения, как правило, для небольших по размерам месторождений и при низких темпах отбора, когда водонапорный режим проявляется сразу после начала эксплуатации и разработка их проводится при высоком давлении в пласте в течение всего периода эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа, воздуха или воды создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

На режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше- или нижележащих горизонтов, например, при перетоках газа.

До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима работы залежи. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса. Текущая масса газа в пласте равна начальной массе газа минус отобранная масса газа к моменту t:

С учетом уравнения состояния реального газа

= p/zRT

и учитывая, что

имеем

(6.1)

где р_н, р_т − пластовое средневзвешенное по объему порового пространства

залежи абсолютное давление соответственно начальное и текущее;

− средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение

газонасыщенного объема к общему поровому объему залежи);

_ост − коэффициент остаточной газонасыщенности в обводненном объеме

залежи (отношение защемленного объема газа к общему поровому объему

обводненной зоны пласта при р и Т_пл); − начальный объем порового

пространства, занятый газом; _т − текущий газонасыщенный объем поро-

вого пространства; − объем порового пространства, занятый водой (или

другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее

снижению давления от р_н до р_т; Q – количество газа, добытое из залежи при

снижении давления от р_н до р_т, приведенное к стандартным условиям (р_ст и T_ст);

р_ст – стандартное давление, равное 0,1013 МПа; z_н, z_т, z_с — коэффициент сверх-

сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях

(z_cт = 1); R_н, R_н, R_ст − газовая постоянная при начальных, текущих и стандарт-

ных условиях; Т_н, Т_т– температура в залежи соответственно начальная и теку-

щая; Т_ст − стандартная температура, равная 293 К.

Можно считать, что при движении газа в пласте Т_пл = Т_н = Т = const.

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происхо-

дит изменения состава газа, то R_н= R_ст = const.

Значение Rможет изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных

месторождений, а также при изменении состава за счет, например,выде-

ления H₂S из пластовой воды при снижении давления.

Газовая залежь, эксплуатирующаяся при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение количества газа О_д, добытого за определенный промежуток времени, к падению приведенного давления в залежи (р*_н –р_т*) за тот же промежуток времени согласно (6.2) есть величина постоянная:

F = Q /(р_н^*−р_т^*) = соnst (6.2)

В реальных неоднородных пластах будет влиять то обстоятельство,

что в начале разработки вступают в эксплуатацию в основном высоко-

проницаемые прослои и участки залежи. В последующем вступают менее

проницаемые прослои, которым, как правило, кроме того, предстоит преодо-

леть дополнительный перепад давления, обусловленный капиллярными сила

ми в связи с наличием жидкости (воды и конденсата) в газонасыщенных плас-

тах. Этот дополнительный перепад давления назовем начальным фильтрацион-

ным сопротивлением.

Рисунок 6.1 – Зависимость приведенного средневзвешенного пластового давления