Разработка газовой залежи при водонапорном режиме

 

Введение

Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Учение о природных режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретических исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы. Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи -- термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи -- темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Разработка газовых залежей при водонапорном  режиме

 

Газовой залежи при водонапорном режиме, включающий измерение пластового давления в наблюдательных скважинах, пробуренных на разную глубину продуктивного пласта по площади залежи, отличающийся тем, что, с целью повышения точности контроля за счет обеспечения получения информации о вовлекаемой в дренирование толщине водоносного пласта, дополнительно осуществляют последовательное бурение с заданным шагом углубления пьезометрических скважин в водоносных частях пласта, не входящих в углеводородную залежь, измеряют в них пластовое давление и по величине его уменьшения судят о толщине вовлекаемого в дренирование водоносного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу контроля процесса разработки газовой залежи при водонапорном режиме, включающему измерение, пластового давления по площади залежи в различных по вертикали частях продуктивного пласта посредством наблюдательных, эксплуатационно-наблюдательных и пьезометрических скважин, дополнительно измеряют пластовое давление в различных по вертикали частях водонапорного бассейна, не входящих в углеводородную залежь; и по уменьшению давления в реагирующих скважинах определяют тип коллектора и толщину вовлекаемого в дренирование водонапорного бассейна, судят о типе коллекторов водонапорного бассейна и количественно оценивают степень приобщенности к дренированию водонапорного бассейна.

Для контроля процесса разработки газовой залежи при водонапорном режиме бурят наблюдательные, эксплуатационно-наблюцательные и пьезометрические скважины в различных по площади и по вертикали частях продуктивного пласта. Дополнительно бурят пьезометрические скважины в сводной части залежи на водоносный пласт, не входящий в углеводородную залежь.

Дополнительные скважины располагаются в свободной части залежи, потому что здесь наименьшая глубина от поверхности земли до подошвы водоносного пласта.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений характеризуются зависимостями изменения по времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежьпластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи. При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь.

 При водонапорном режиме  продвижение в залежь воды  приводит к замедлению темпа  падения среднего пластового  давления. Последнее обстоятельство  непосредственно сказывается на  изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, мощности дожимной компрессорной станции. В этом случае также отмечаются обводнение части скважин (что вызывает необходимость бурения новых), снижение коэффициента газоотдачи  пласта и кроме того, осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и системы обустройства промыслов при значительных объёмах добываемой вместе с газом пластовой воды. На темп падения среднего пластового давления оказывают влияние деформация коллектора продуктивного пласта (вследствие изменения коэффициента пористости при снижении внутрипорового давления), процессы десорбции, дегазации остаточной воды и нефти, имеющие место притоки или утечки газа в близлежащие продуктивные горизонты, соседние залежи газа. В ряде случаев при снижении давления в газовую залежь может поступать вода, выжимаемая, например, из вышезалегающего глинистого пласта — покрышки залежи.

Разработка газовых залежей сопровождается значительным снижением в них пластового давления. Под влиянием образовавшейся с годами депрессии, которая может достигать 10 - 15 МПа и более, пластовая вода практически всегда с той или иной интенсивностью внедряется в залежь.

Разработка газовых залежей в условиях водонапорного режима характеризуется защемлением газа водой в пористой среде, неравномерным продвижением воды по площади и разрезу и преждевременным обводнением эксплуатационных скважин. Это вызывает ряд осложнений при добыче газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки.

Разработка газовых залежей в условиях проявления водонапорного режима характеризуется неполным вытеснением газа водой из пористой среды и защемлением за фронтом вытеснения значительных целиков газа. При искусственном заводнении газоконденсатных месторождений также следует ожидать защемления значительных количеств газа. Разработка газовых залежей в условиях водонапорного режима характеризуется защемлением газа водой в пористой среде, неравномерным продвижением воды по площади и разрезу и преждевременным обводнением добывающих скважин. Это вызывает осложнения при добыче газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки. Особенности проявления водонапорного режима выражаются в защемлении газа водой за фронтом вытеснения, перемещении контура газоносности, интерференции газовых залежей, приуроченных к единой водонапорной системе, изменении фазовой проницаемости для воды в обводненной части пласта. Вытеснение газа водой приводит к микро-защемлению газа на уровне отдельных пор, а для неоднородных пористых к макро-защемлению на уровне крупных блоков пласта, приуроченных, как правило, к зонам пониженной проницаемости. Защемление газа водой приводит к снижению газоотдачи и обводнению скважин. 

При разработке газовых залежей многопластового месторождения по индивидуальным сеткам скважин существенно облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, значительно может возрасти газокомпонентная  отдача. Отрицательным моментом является большее, чем при других системах разработки, число скважин, необходимых для разработки месторождения, что удорожает разработку залежей. Такая система разработки не рациональна, так как в этом случае замораживается разработка верхних объектов.

При разработке газовых залежей многопластового месторождения по индивидуальным сеткам скважин существенно облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, значительно может возрасти компонентоотдача, но, естественно, требуется большее число скважин, необходимых для разработки месторождения.

При разработке газовых залежей многопластового месторождения по индивидуальным сеткам скважин существенно облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, значительно может возрасти газокомпонен-тоотдача. Отрицательным моментом является большее, чем при других системах разработки, число скважин, необходимых для разработки месторождения, что удорожает разработку залежей. Такая система разработки не рациональна, так как в этом случае замораживается разработка верхних объектов.

Под разработкой газовых залежей мы понимаем управление процессом движения газа в пласте к скважинам и в газосборных системах при помощи размещения необходимого числа эксплуатационных скважин, осуществления определенного порядка ввода их в эксплуатацию и технологического режима эксплуатации скважин и газосборных систем.

Другая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью пластового газа - высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления непосредственно обусловливает падение дебитов газовых скважин, а следовательно, число скважин, необходимых для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы промысловых установок, изменение во времени потребной мощности установок искусственного холода, дожимной компрессорной станции.

Проявление водонапорного режима иногда благоприятно сказывается на этих показателях разработки месторождения и обустройства промысла. Однако в результате продвижения воды в газовую залежь чаще приходится сталкиваться с рядом негативных последствий.

Вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также неравномерного распределения отборов газа по скважинам они преждевременно обводняются. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по разрезу приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин. В результате ухудшаются технико-экономические показатели разработки месторождения. Приходится идти на дополнительные капиталовложения для добурива-ния новых скважин.

Снижение коэффициента газоотдачи пласта — второе отрицательное последствие проявления водонапорного режима.

Отметим, что в условиях водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений — естественный процесс. Однако при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число добывающих скважин, такое размещение их на площади газоносности и структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, коэффициент газоотдачи, которые обеспечивали бы наибольшую эффективность.

Система обустройства газового промысла в случае проявления водонапорного режима усложняется,' так как необходимо предусматривать отделение от газа воды, утилизацию ее путем сброса в специальные скважины. Осложняются также процессы добычи газа из обводняющихся ги.ювых скважин. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возни-кпкнцими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.

Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.