Газоотдача при разработке месторождений природных газов

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

 

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

 

Если экономически оправданной является разработка некоторого месторождения до конечного пластового давления Ркон то извлекаемые запасы газа из пласта составят

 

н а12нРкон / л\

 

Tt ИЗВ - *" • \ /

 

нРат Z (ркон) Рат

 

Тогда конечный коэффициент газоотдачи, равный отношению извлекаемых запасов к начальным запасам газа Озап> с учетом уравнения (1) составит

 

"-f" . (2)

 

PhZ (Ркон)

 

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

 

В ряде случаев допустимое конечное давление в пласте определялось, например, исходя из условия достижения атмосферного давления на устьях скважин [43]. С. С. Гацулаев и В. Ф. Канашук рекомендуют срок окончания разработки месторождения, а следовательно, и конечное допустимое давление определять по результатам технико-экономических расчетов. Окончание разработки приходится на момент, когда в пункте потребления себестоимость добычи и транспорта газа становится равной себестоимости добычи и транспорта замыкающего топлива (каменного угля)

 

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

 

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 пластов, хорошие коллекторские свойства и др.) и начальных пластовых давлениях выше 50 кгс/см можно ожидать коэффициент газоотдачи около 0,97. Для месторождений с сильной неоднородностью пластов, со сложным геологическим строением, низкими пластовыми давлениями коэффициент газоотдачи составляет 0,70,8 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 -ыашук и И. А. Леонтьев для сопоставления рассматривают приведенные затраты на добычу, транспорт и распределение угля п текущие издержки по этим категориям на эксплуатируемом месторождении газа.

 

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

 

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

 

Лабораторными и промысловыми (геофизическими) исследованиями последних лет установлено, что газ неполностью вытесняется водой (или вода газом - при создании подземных хранилищ в водоносных 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 II многими другими исследователями. Достаточно подробные сведения об отечественных и зарубежных исследованиях по вопросам газоотдачи приводятся в работах [43, 59, 71, 79, 81].

 

Обобщение и анализ проведенных к настоящему времени исследований позволяют выявить влияние различных факторов на коэффициент 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 II меньше коэффициент проницаемости. Однако зависимость коэффициента 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 экспериментов:

 

р = 1,415/0 (3)

 

2. Коэффициент газоотдачи мало зависит от соотношения коэффициентов вязкости воды и газа и от величины поверхностного натяжения на границе фаз (при разных температурах).

 

3. Коэффициент газоотдачи практически не зависит от давлений, при которых проводились опыты (неизменных во время опыта), и скорости вытеснения газа водой.

 

4. Газоотдача в значительной мере определяется капиллярными процессами, происходящими при вытеснении газа водой. Лабораторные эксперименты показывают, что коэффициенты газоотдачи и остаточной объемной газонасыщенности при капиллярном вытеснении газа водой сравнимы с их значениями при гидродинамическом вытеснении. Следовательно, величина коэффициента газоотдачи в обводненном объеме пласта определяется капиллярными процессами нри вытеснении газа водой. Это объясняется и тем, что скорости капиллярной пропитки часто значительно превосходят скорости

вытеснения газа водой при разработке месторождений природных газов.

 

5. Коэффициент газоотдачи определяется степенью неоднородности 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 давления 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 газогидродинамических расчетов некоторые 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 делают и другие исследователи на основе анализа результатов лабораторных 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 избирательный характер обводнения продуктивных пластов и скважин. В значительной мере это определяется неоднородностью пласта по коллекторским свойствам и неравномерным дренированием пластов по мощности. Если в этих случаях увеличивать отбор газа из месторождения, это может усугубить избирательный характер обводнения пластов и скважин. Для месторождений, сложенных трещиновато-пористыми породами, при обосновании темпа разработки необходимо учитывать возможную величину коэффициента газоотдачи.

return false">ссылка скрыта

 

Влияние отмеченных факторов по-разному сказывается на реальных величинах коэффициента газоотдачи по разрабатываемым месторождениям. 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 коэффициентов 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 величинах 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%

 

подтверждают сказанное. Однако описанные в работе [71] исследования приводят к несколько иной качественной оценке достигаемых в процессе разработки значений коэффициента газоотдачи.

 

В работе [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 в процессе разработки газовой залежи снижается.

 

Модель пласта представляла собой толстостенную стальную колонну дли ной 2440 мм и внутренним диаметром 96 мм. В качестве пористой среды использовалась смесь промытого и просушенного клинского кварцевого песка с размерами зерен менее 0,25 мм и марша лита (92% песка и 8% маршалита) Абсо» лютная пористость модели равна 38%, коэффициент проницаемости по воде 0,34 Д. Опыты проводились при вертикальном положении модели. В опытах коэффициент начальной водонасыщенности 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 остаточной газонасыщенности определяли исходя из значений среднего «пластового» давления в модели и балансовы.х соотношений.

 

Эксперименты выявили следующие характерные моменты.

 

При снижении давления в обводненной модели пласта защемленный газ начинает расширяться. Расширение газа приводит к увеличению коэффициента остаточной газонасыщенности (рис. 11), уменьшению сечения поровых 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 коэффициента начальной водонасыщенности модели пласта.

 

По мере уменьшения давления в обводненной зоне темп увеличения остаточной газонасыщенности постепенно нарастает. После достижения некоторого «критического» значения остаточная газонасыщенность при дальнейшем уменьшении давления в обводненной 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 коэффициента остаточной газонасыщенности. После стабилизации коэффициента остаточной газонасыщенности проницаемость для воды практически не изменяется. Характер изменения остаточной газонасыщенности полностью объясняет зависимость коэффициента газоотдачи но защемленному газу от снижающегося давления в модели

 

Приводимые параметры соответствуют одной из серпп опытов.

 

пласта (рис. 14). Резкое увеличение коэффициента газоотдачи по защемленному газу fio„ снижении давления происходит после достижения «критической» газонасыщенности, т. е. после того как защемленный газ приобретет подвижность.

 

Выявленные экспериментальные закономерности положены в основу методики расчета продвижения воды в газовую залежь [71]. Результаты соответствующих расчетов для ряда гипотетических залежей газа, приведенные в табл. 2а, показывают, что при разработке однородных по коллекторским свойствам залежей с водонапорным режимом есть основания ожидать значительных величин коэффициентов газоотдачи - около 90%. Приведенные в таблице

 

ост 0,32 -

 

0,30

 

0,28

 

0,26

 

0,2t

 

0,22

 

О.г 0,4 0,6 0,8 1,0

 

Рис. И. Изменение коэффициента остаточной газонасыщенности при снижении

 

давления р в обводненной модели. Модель № 1, коэффициент начальной газонасыщенности 0,74; рзаз - давление заводнения модели [71]

 

Рис. 12. Изменение коэффициента фазовой проницаемости для воды при снижении давления в обводненной модели пласта (модель № 1)

 

данные показывают, что защемление газа часто не оказывает существенного влияния на газоотдачу пласта (вывод справедлив для исходных данных [71] и величин конечного пластового давления).

 

В реальных условиях причинами, препятствующими достижению коэффициента газоотдачи около 90%, могут быть следующие.

 

1. Обводнение всего фонда эксплуатационных скважин при значительном еще пластовом давлении. Из-за пониженного (по отношению к начальному) пластовому давлению не всегда возможно добу-ривание новых скважин. Поэтому создание облегченных промывочных жидкостей и тамнонажных цементов позволит устранить отрицательное влияние этого фактора при осуществлении мероприятий по увеличению коэффициента газоотдачи.

 

Выход значительного числа скважин из эксплуатации может привести к чрезмерному снижению отборов газа в конечные годы разработки, что вызовет замедленное снижение давления за счет поступления воды в залежь. Это может неблагоприятно сказаться

Расчетные значения коэффициентов газоотдачв

 

* Приведенные значения ковффициентов газоотдачи подсчитаны при Рконд Рн

 

" Ркон=17з5Рн соответственно.

 

** Для случая, когда -=io (Д - радиус внешней границы водоносного пласта, Rj - радиус залежи газа).

 

на величине коэффициента газоотдачи (данные табл. 2а получены при проведении расчетов для постоянных во времени отборов газа).

 

2. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам и тектоническому строению. Это может привести к оставлению целиков газа, к наличию недренируемых (данной сеткой скважин) запасов газа (при линзовидном строении пласта, наличии выклинивающихся к своду продуктивных пропластков). Как пример можно привести опыт разработки Шебелинского месторождения. Здесь при разбу-ривании месторождения во вновь вводимых в эксплуатацию периферийных скважинах были получены в ряде случаев пластовые давления, близкие к начальным. Поэтому целесообразно скважины первой очереди (необходимые для опытно-промышленной эксплуатации месторождения) размещать по сетке, близкой к равномерной. Такое размещение создает возможность более детального изучения особенностей геологического строения месторождения, а также позволяет охватить дренированием практически все запасы газа. В дальнейшем новые скважины можно бурить, например, в зонах повышенной продуктивности и т. д. Такое разбуривание продуктивных пластов довольно широко применяется в настоящее время при разработке нефтяных месторождений [37].

 

3. Неравномерность дренирования продуктивных отложений по площади и особенно по мощности. Теория и практика разработки месторождений газа еще не располагают научно обоснованными методами регулирования движения газоводяных контактов. Однако для повседневной практики можно указать один из наиболее простых, но и наиболее действенных способов регулирования разработки месторождений газа - равномерное дренирование продуктивных отложений по мощности. Такой характер дренирования предотвращает преждевременное обводнение скважин, обеспечивает высокие дебиты при высоких давлениях на устьях скважин и в конечном

 

Z0 30 40 so ас /о

Рис. 13. Зависимость коэффициента фазовой проницаемости для воды от коэффициента начальной водонасыщенности модели

 

 

Рис. 14. Изменение коэффициента газоотдачи (по защемленному газу) обводненной модели при снижении давления в ней. Номера опытов: i-10; 2-11; .9-12: 4- 13; 5-14

 

счете создает возможность достижения значительных коэффициентов газоотдачи.

 

Для приобщения к дренированию всей вскрытой мощности можно применять нефтяные, газоконденсатные, кислотные, и другие ванны [44]. До и после применения ванн необходимо провести газодинамические исследования скважин одновременно с дебитометрией, термометрией, шумометрией и т. д.

 

Высказанные соображения о коэффициенте газоотдачи базируются на аналитических исследованиях, в основе которых лежат результаты специальных лабораторных экспериментов [71]. В методике расчетов предполагалось, что защемленный газ при превышении «критической» газонасьпценности «мгновенно» поступает в газовую залежь, т. е. не учитывалась двухфазность фильтрации в обводненной зоне пласта.

 

Видимо, учет особенностей фильтрации двухфазной смеси в обводненной зоне пласта не внесет существенных корректив в сделан-

 

пые выводы относительно достижимой величины коэффициента газоотдачи и влияния на него технологических факторов. Тем не менее проведение исследований в этом направлении является насзтцной задачей.

 

Важность проблемы увеличения коэффициента газоотдачи покажем на следующих цифрах. Запасы газа месторождения Медвежье - 1500 млрд. м. Один процент этих запасов составляет 15 млрд. м. Стоимость этого объема газа оценим по стоимости замыкающего топлива в районах европейской части страны - около 20 руб./тыс. м«, т. е. получим 300 млн. руб. Следовательно, увеличение коэффициента газоотдачи месторождения Медвежье только на 1% обеспечивает народному хозяйству эффект в 300 млн. руб. Соответствующая цифра для Уренгойского месторождения составляет 800 млн. руб. (начальные запасы газа - 4 трлн. м).

 

ВОПРОС

Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов

 

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

 

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2),

 

2) батарейное (рис. 5.3);

 

3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4);

 

4) в сводовой части залежи (рис. 5.5);

 

5) неравномерное (рис. 5.6).

 

В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников (рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.

 

,

 

где qi – дебит i – ой скважины; aWi – газонасыщенный объем дренирования i – й скважины.

 

Следовательно, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

 

Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

 

 

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

 

 

 

 

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

 

Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

 

 

Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

 

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

 

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

 

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

 

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным заключается в уменьшении капитальных вложений при строительстве скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов, водопроводов, линий связи и электропередач.

 

Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

 

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

 

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные — также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные — в повышенной, купольной.

 

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

 

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

 

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 – 1200м, а между добывающими 400 – 800м.

 

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

 

ВОПРОС