Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние изученности проблемы конусообразования и обводнения нефтяных и газовых скважин 10
1.1 Анализ теоретических и экспериментальных работ о конусах, критических дебитах и депрессиях 10
1,2. Исследования, посвященные совместному отбору нескольких физически различных жидкостей одной скважиной 14
2. Особенности разработки газоконденсатного месторождения АЧАК . 18
2.1. Краткая геолого-промысловая характеристика газокон-денсатных залежей месторождения Ачак 18
2.2. Анализ зависимости .27
2.3. Методы расчета начальных запасов газа и объема вторгшейся в газовую залежь пластовой воды 30
2.4. Анализ эффективности применения существующих методов интенсификации и борьба с водопроявлениями на многопластовых месторождениях 40
2.5. Исследование условий устойчивой эксплуатации газовых скважин месторождения Ачак . 46
3. Методы увеличения коэффициентов конечной - сатоотдачи месторождений в условиях их интенсивного обводнения . 51
3.1. О целесообразности технологии разработки месторождения по схеме "Сепаратор" 51
3.2. Определение технологических показателей разработки месторождения по схеме "Перепуск" 56
3.3. Возможность применения предлогаемых способов разработки на других месторождениях Северо-Восточной Туркмении 58
4. Расчет процесса вторжения подошвенных вод в газовую залежь 64
5. Технологический режим работы газовых скважин . 77
5.1. Краткая геологическая характеристика объектов исследования 77
5.2. Технологический режим работы газовых скважин вскрывающих пласты с подошвенной водой 78
6. Оптимальный способ эксплуашши газовых скважин водоплавающих залеіеи 89
7. Определение экономической эффективности при совместном притоке газа и подошвенной воды 119
Общие вывода 121
Литература 123
- Исследования, посвященные совместному отбору нескольких физически различных жидкостей одной скважиной
- Методы расчета начальных запасов газа и объема вторгшейся в газовую залежь пластовой воды
- Определение технологических показателей разработки месторождения по схеме "Перепуск"
- Технологический режим работы газовых скважин вскрывающих пласты с подошвенной водой
Введение к работе
В соответствии с Основными направлениями развития народного хозяйства СССР, в 1985г. уровень добычи газа по Восточной 1!уркме-нии достигнет 77 млрд.мэ/год. Для обеспечения таких высоких темпов развития газовой промышленности республики необходима рациональная доразработка месторождений на поздней стадии их эксплуатации, ускоренный ввод новых газовых и газоконденсатних месторождений,
В Восточной Туркмении имеется значительное число месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки или в ближайшее время вступающих в эту стадию. Разработка этих месторождений характеризуется активным проявлением упруго-водонапорного режима и ухудшением технико-экономических показателей. Внедрение пластовой воды в основные газовые залежи носит избирательный характер,
В связи с этим актуальной народнохозяйственной задачей является достижение высоких значений коэффициентов конечной газоотдачи разрабатываемых залежей при их избирательном обводнении.
АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ, Газоотдача при упруго-водонапорном режиме, особенно в случае неоднородности пласта-коллектора, в существенной мере определяется геологическими факторами, поскольку, как правило, после прорыва краевой или подошвенной воды к скважине дебит газа резко сокращается или полностью прекращается.
Разработка и внедрение новой эффективной эксплуатации скважин и газовых залежей в этих случаях оказывает благоприятное влияние на замедление темпов падения добычи газа.
Если для разрабатываемых месторождений Северо-Восточной Туркмении проблемным является повышение конечной газоотдачи и снижение темпов падения добычи газа, то для новых газовых месторождений, подстилаемых подошвенной водой, большое значение приобретает их ввод в разработку с оптимальными темпами отборов газа и воды.
Решением задач, раскрывающих особенности эксплуатации нефтяных
и газовых скважин, вскрывающих залежи с подошвенной водой, занимались и занимаются многие ученые в области подземной гидрогазодинамики и разработки: M.Macкет, Р.Виков, М.Д.Миллионщиков, М.М.Глогов-ский, И.А.Чарный, Б.Б.Лапук, Д.А.Эфрос, М.Т.Аббасов, В.Н.Щелкачев, М.А.Г/сейнзаде, Ю.П.Коротаев, М.Л.Сургучев, Ю.В.Желтов, М.М.Пилат-ский, Н.Ф.Иванов, М.Д.Розенберг, М.В.Филинов, А.К.Курбанов, О.Ф.Худяков, В.Л.Данилов, М.И.Швидлер, С.Н.Закиров, Ф.А.Требин, А.П.Телков, С.Н.Бузинов, Н.С.Пискунов, А.И.Гриценко, П.Т.Шмыгля, А.И.Шир-ковский, К.С.Басниев, Г.А.Зотов, З.С.Алиев, А.П.Власенко, Б.Б.Сомов, А.В.Королев, Ю.С.Абрамов, И.Н.Кочина и многие другие исследователи.
Были предложены несколько различных моделей конусообразования и решен ряд сложных и важных для практики вопросов. Однако,задачи, связанные с процессом существования нестационарных конусов, а также вопросы, рассматривающие прорыв подошвенной воды в скважину и работу ее в условиях одновременного отбора газа и воды, остаются недостаточно изученными.
В частности практика разработки реальных водоплавающих залежей показывает, что,расчет и установление режима безводной эксплуатации скважин по существующим формулам часто несоответствует тем дебитам, при которых конуса подошвенной воды прорываются на забой скважин. Не имеется надежных методов расчета совместного притока газа и пластовой воды в скважину, в условиях форсированного отбора газа. Без решения этих задач нельзя однозначно подходить к анализу и проектированию разработки залежей с подошвенной водой, к обоснованию и прогнозу изменения во времени основных показателей разработки.
В настоящее время в Восточной Туркмении открыты и находятся в разработке и на стадии освоения такие подстилаемые подошвенной водой месторождения как Байрам-Али, Сейраб, Учаджи, Вост.Учаджи,Беш-кизыл, Малай и др.
- б -
Поскольку эти месторождения представлены однородными песчани- ' ками, отличающихся высокой продуктивной характеристикой, то в процессе их разработки возможно обводнение скважин в результате кону-сообразования.
Правильное решение вышеперечисленных вопросов для каждого месторождения в отдельности с учетом их специфики приведет к максимальному извлечению газа из пласта.
Разработка газовых залежей и месторождений, подстилаемых подошвенной водой, при практически одинаковых значениях горизонтальной и вертикальной проницаемости, с целью повышения конечной газоотдачи потребует бурения большого количества скважин. При этом затягивается срок выхода месторождений на промышленный уровень добычи газ, что приводит к значительному увеличению капвложений. Поэтому ввод в эксплуатацию водоплавающих залежей и месторождений с применением наиболее перспективных и эффективных методов технологии эксплуатации скважин даст народному хозяйству значительный эффект.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ заключалась в создании способов эксплуатации газовых скважин с подошвенной водой, обеспечивающих ускоренное освоение водоплавающих залежей, увеличение рабочих дебитов газовых скважин, сокращение народнохозяйственных затрат при эксплуатации и максимальное извлечение углеводородов из недр.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ РАБОТЫ:
Разработка методов форсированной эксплуатации газовых залежей с подошвенной водой с применением скважин большого диаметра и одновременным отбором газа и жидкости.
Усовершенствование технологии эксплуатации скважин и водоплавающих газовых залежей, находящихся на завершающей стадии разработки.
Разработка методов расчета начальных запасов газа с учетом количества внедрившейся воды и определения параметров законтурной
- 7 -зоны пласта*
Разработка методики расчета образования нестационарного конуса подошвенной воды с целью прогнозирования и оптимизации технологических параметров эксплуатации месторождения,
Разработка методики расчета основных показателей разработки в условиях совместного притока воды и газа к газовым скважинам.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ:
Разработан способ эксплуатации газовых скважин залежей с подошвенной водой в условиях совместного притока газа и воды.
Разработана технология эксплуатации газовых скважин многопластовых месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, путем создания скважин большого диаметра.
Разработана методика расчета образования нестационарного конуса подошвенной воды.
Разработана методика расчета объемов внедрившейся воды и параметров законтурной зоны по данным разработки месторождения.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ.
Показана целесообразность форсированной эксплуатации газовых скважин на месторождениях с подошвенной водой, предусматривающая повышение рабочих дебитов газа с одновременным отбором пластовой жидкости и увеличение интервала вскрытия пласта-коллектора.
Даются рекомендации по созданию подземных резервуаров большого диаметра в скважинах, подстилаемых подошвенной водой, для борьбы с конусообразованием.
РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ. Большинство разработок, изложенных в настоящей работе, внедрено в промышленность. Предложенный форсированный метод эксплуатации газовых скважин применяется при разработке ряда месторождений Туркменской ССР (Моллакер, Учаджи, Сейраб).
Разработанные методы расчета конусообразования и технологичес-
кого режима работы скважин использовались при обосновании рабочих дебитов и темпов отбора газа из месторождений Учаджи, Сейраб, Бай-рам-Али и были одобрены Рабочей комиссией Министерства Газовой промышленности.
Разработанная методика определения оптимальных вариантов разработки при совместном притоке воды и газа и обеспечивающих работу скважин с выносом жидкости из забоя, использовались при анализе эксплуатации Моллакерского месторождения.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения работы доложены на выездной сессии Научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Научно-технического совета Министерства нефтяной промышленности СССР, проходившей в октябре 1976г. в г.Баку, на симпозиуме по повышению газоконденсатоотдачи пластов (г.Краснодар, 18-20 окт. 1977г.); на республиканской конференции по интенсификации добычи газа /г.Ашхабад, 1982г., 1983г./, на конференции молодых ученых и специалистов БНИИГаз"а /г.Москва, 1980г. и 1983г./.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОШ ОПУБЛИКОВАНЫ:
Некоторые вопросы разработки нефтегазоконденсатных залежей и месторождений Западной З^уркмении, Академия наук СССР, изд-ва "Наука", 1978г. (В соавторстве с Уриманом В.И., Сандахчиевым И. С).
Выявление закономерности внедрения законтурных вод в газо-конденсатные залежи и обоснование коэффициентов газо- и конден-сатоотдачи. "Разработка нефтяных и газовых месторождений". Тематический сборник, Ашхабад, 1979г.
Опыт проектирования и разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений Восточной Туркмении. Госплан ТССР, Научно-технический обзор, Ашхабад, 1981г. (В соавторстве с Батыровым С.Ш,)
Особенности исследования и разработки газоконденсатного месторождения Кирпичли, Госплан ТССР, обзорная информация, выпуск ХШ, Ашхабад, 1982г. ( В соавторстве с йЗамововым И.).
Оценка коэффициентов газо- и конденсатоотдачи газоконден-сатных месторождений Западной Туркмении. В сб.: "Тезисы докладов на симпозиуме по повышению газоконденсатоотдачи пластов (г.Крас-, нодар, 18-20 окт. 1977г.)", Москва, 1977. (В соавторстве с Сан-дахчиевым И.С, Хыдыркулиевым В.).
Исследования, посвященные совместному отбору нескольких физически различных жидкостей одной скважиной
При эксплуатации газовых и газоконденсатних скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью. После прорыва подошвенной воды в скважину проблема определения дебитов газа и воды в зависимости от характеристики пласта и возможности их выноса представляет большой практический интерес. Следует отметить, что в настоящее время отсутствуют надежные для практики методы определения дебитов газа и воды при совместном притоке и их динамика в зависимости от различных факторов.
Проблема совместного притока к скважине двух физически различных жидкостей весьма сложна и актуальна. Одно направление исследования этой проблемы определил М.Д. Миллионщиков Автор рассмотрел задачу об одновременно-раздельном отборе нефти и подошвенной воды соответственно у кровли и подошвы пласта. При этом, допуская неизменность границы раздела фаз, рассматриваемая задача приведена к известной задаче о притоке однородной нес-жимамеой жидкости к несовершенной скважине.
Другое направление исследования, наиболее близкое к требованию практики и проблемы конусообразования с учетом различной вязкости жидкостей, но одинаковыми плотностями была рассмотрена М.М.Глагов-ским / 19, 20 /.
Ему удалось получить формулу для определения отношения дебитов воды ( CJ,B) и нефти ( tyH ) после прорыва водяного конуса в скважину:где he и Ьн - мощности пластов, занятые соответственно водой и нефтью на контуре питания, /KB;/t- соответственно вязкости воды и нефти в пластовых условиях.
Полученная зависимость является функцией соотношения вязкостей и мощностей на внешней границе и из нее следует, что содержание воды в продукции скважин не зависит от степени вскрытия пласта и депрессии на пласт. В принципе такой вывод неприемлим при одновременном притоке сжимаемой и несжимаемой жидкостей.
Исследования задачи Глоговского продолжены в работах /57-59/ и показано, что при нестационарном отборе жидкостей связь между дебитами в правой части уравнения ( I ) выражается знаком неравенства ( ), а также доказано, что скважина не может обводниться полностью, если мощность пласта, занятая нефтью, отлична от нуля.
В работах И.А.Чарного / 86-88 /, в отличие от перечисленных, была рассмотрена задача совместного притока к несовершенной скважине жидкостей, различных не только по вязкости, но и по удельному весу. Однако, в дальнейшем решении предполагали, что депрессии на пласт в несколько раз превышает величину, определяемую произведением разности плотностей на высоту подъема конуса, и разность плотностей не учитывали. Поэтому полученное решение было сведено к формуле, приведенной в / 19, 20 / с учетом проницаемости для воды и нефти.
Экспериментальные исследования /64, 76 /, проведенные на параболической щелевой модели, показывают, что при отборе жидкостей различных по удельному весу, формула ( I ) для незначительных вскрытий является асимптотической, только начиная с больших депрессий. В области депрессий, сравниваемых с архимедовыми силами, погрешность рассчетов по ( I ) может быть какой угодно большой величины.
В отличие от общепризнанной классической, физико-математической модели притока при существовании четкой границы раздела между двумя жидкостями, в / 110,107,105,109,40,18,115,3,4 / сделана попытка получить решение и соотношения для дебитов, основываясь намодели притока и отбора жидкостей при отсутствии четкой границы раздела между ними.
В работе / 3 / приводится доказательство теоремы о невозможности, при любых депрессиях, полного оттеснения от скважины газа подошвенной водой, т.е. сделано верное заключение о существовании области двухфазного течения при совместном отборе одной скважиной обоих флюидов. Однако в работе / 4 / отмечается, что предложенные конечные формулы для определения дебитов воды и газа, хотя и позволяют рассчитать их величину, тем не менее само решение носит поисковый характер, из-за отсутствия исследований о закономерностях формирования области двухфазного течения.
В работе / 4 / приводятся формулы для определения дебитов газа и воды при одновременном притоке газа и подошвенной воды к газовой скважине. По предложенным формулам достаточно точно можно определить дебиты газа и воды только в случае если -тг І. В слу \)h чае, когда - - I, дебит газа при некоторых значениях депрес Пг сии на пласт становится равным нулю, т.е. теряется физическийсмысл. Поэтому полученные формулы, сами авторы рекомендуют исполь г)ґів тзовать для оценки дебита газа при —г— I, а также для оценкиПгколичества поступающей в скважину воды при установлении технологического режима.
С целью получения рентабельных дебитов нефти и существенных значений нефтеотдачи, С.Н.Закировым, Ю.П.Коротаевым и др. / 8 / была отмечена целесообразность сохранения геологически сложившегося гидродинамического равновесия флюидов в пласте при их добыче, которая достигается одновременным вскрытием и регулированием отборов контактирующих флюидов в одной скважине. Авторы делая очень важный вывод о совместном отборе флюидов,не рассматривают возможности добычи их в процессе конусообраэования.
Решение задач об одновременном притоке к несовершенной скважине несжимаемой и сжимаемой жидкостей, позволит для каждого месторождения рекомендовать то или иное мероприятие, позволяющее полнее и наиболее экономичнее извлечь полезные запасы флюидов.
Проведенный анализ состояния изученности проблемы конусообра-зования и обводнения газовых скважин, а также современные требования практики эксплуатации скважин водоплавающих залежей позволяют выделить главные направления исследований:- Исследование динамики нестационарного конуса подошвенных вод, зависимости количества выносимой на поверхность жидкости от радиуса скважин;- Разработка методов решения задач в области конусообразования с целью определения критического безводного дебита скважин;- Разработка приближенных методов решения задачи совместного притока газа и подошвенной воды и выявление оптимальной конструкции забоя скважин.
Методы расчета начальных запасов газа и объема вторгшейся в газовую залежь пластовой воды
В настоящее время увеличению добычи газа и ускоренному вводу месторождений в разработку до полного завершения разведки и подсчета запасов способствует применение опытно-промышленной эксплуатации. В этих случаях определяют запасы газа в процессе эксплуатации месторождений на основе наблюдений за падением пластового давления в процессе отбора газа.
Для залежей, представленных трещиноватыми и кавернозными породами, где применение объемного метода подсчета запасов газа затруднительно, особое место отводится определению запасов по падению давления.
Кроме того, подсчет запасов газа по падению давления позволяет в процессе промышленной эксплуатации периодически уточнять запасы, режим работы залени и производить оценку продвижения пласто вой воды.
Метод определения запасов газа по падению давления нашел широкое применение в СССР / 24-27; 34; 35; 38; 52; 62; 78/.
Впервые в 1947-1950г.г. по данным опытной эксплуатации газовых месторождений Султангуловского, Тарханского, Пилюгинского, Садкин-ского, Яблоневского и Аманакского на основе наблюдений за изменением пластового давления, запасы газа были подсчитаны методом падения давления и утверждены ГКЗ.
В последующие годы этот метод внедрялся в практику промышленной разработки благодаря усилиям А.Л.Козлова, В.П.Савченко, Н.В. Черского / 62 /. Широкое применение этот метод находит в настоящее время для различных газовых залежей, находящихся в эксплуатации.
Признав метод падения пластового давления основным и наиболее надежным, были утверждены запасы газа по таким крупнейшим месторождениям как Северо-Ставропольское, Оренбургское и Щебелинское.
Аналогичный подход имел место и при утверждении запасов методом падения давления в ГКЗ по ряду месторождений Туркмении.
По основным горизонтам /Ш, ІУ6 и У/ месторождений Ачак и Наші запасы газа утверждены в ГКЗ по метода падения пластового давления.
При составлении проекта разработки месторождения Шатлык и основу проекта заложены запасы газа, уточненные методом падения пластового давления.
Метод падения пластового давления позволил выявить неточность в определении отдельных параметров при подсчете запасов объемным методом некоторых месторождений, приуроченных к карбонатным.коллекторам /II/ и залежам, отличающимся высокой неоднородностью /12/.
В работе /36/ рассмотрена возможность применения метода падения давления и для совместного разрабатываемых пластов.
Ряд работ /12; 14; 79 и др./ посвящен оценке точности величин запасов газа в зависимости от точности определения отдельных параметров.
В работе /36/ обобщен опыт подсчета запасов газовых месторождений по падению давления, произведенных в СССР. Приведены методики подсчета запасов для крупных месторождений с большим различием давлений в пределах залежи, при совместной эксплуатации нескольких пластов, залежейсводонапорным режимом и т.д.
При проектировании разработки газовых месторождений кроме определения запасов газа существенное внимание уделяют и изучению энергетической характеристики пластовой водонапорной системы.
Для определения параметров водоносного пласта месторождений Восточной Туркмении используется ограниченное количество результатов анализа керна, полученных в законтурных разведочных скважинах.
Локальные характеристики водонапорной системы также получают на основе интерпретации результатов исследований скважин, расположенных в продуктивной части пласта /16/.
Более достоверную информацию о параметрах водоносного пласта несут в себе фактические показатели разработки газовых месторождений при поступлении в них пластовой воды.
В этой главе рассматриваются методы обработки результатов информации, получаемой по данным разработки газовых залежей при упруго-водонапорном режиме, применительно к Ш, ІУ6 и У горизонтам месторождения Ачак. Предлагаемый метод расчета позволяет наряду с определением запасов газа, одновременно уточнить параметр проводимости водоносного пласта и коэффициент пьезопроводности.
Запасы газа газоконденсатных месторождений Ачак, Наип, Сев.Наші и Сев,Ачак, находящихся на поздней стадии разработки, были подсчитаны объемным методом и уточнены с использованием зависимости приведенного пластового давления от отбора газа P/z =.f (ОДОБ.)
Разработка выше указанных месторождений в период падающей добычи газа характеризуется естественным ухудшением технологических показателей разработки. Одним из основных факторов влияющих на показатели разработки, является обводнение скважин. Если для метода па дения давления погрешности определения мощности и пористости не имеет существенного значения, то точность замеров давлений и объемов внедрившейся воды имеет большое значение.
При анализе разработки и уточнении запасов газовых залежей с упруго-водонапорным режимом, точное определение начала внедрения воды, ее количества и установление закономерности продвижения является наиболее сложным процессом, особенно в неоднородных коллекторах.
Пластовые давления по Ш и ІУ6 и У горизонтам на различные даты определялись как средневзвешенные по площади /по картам изобар/.
По Ш горизонту зависимость Р/ъ-f (ОДОБ.) характеризуется монотонным падением пластового давления. Все точки ложатся на прямую газового режима /рис.2.3./. Запасы газа, определенные по ней, составляют 10 млрд.м3.ІУ6 горизонт также характеризуется в начальный период /до 48$ отбора/ прямолинейной зависимостью Р/ъ-f (С)ДОБ.) , а в дальнейшем все точки ложатся ниже прямой линии газового режима /рис.1.2./« Запасы газа, определенные по начальным участкам прямой, составляют 26 млрд.м3.
Определение технологических показателей разработки месторождения по схеме "Перепуск"
На месторождении Ачак, учитывая благоприятную емкостно-фильт-рационную характеристику, разработка Ш горизонта осуществлялась тремя газовыми скважинами. В то же время, Пб горизонт этого же месторождения с меньшими запасами газа /7,49 млрд.м3/» но со сложным геологическим строением, высокой однородностью коллекторов, разрабатывался 21 скважиной.
В результате обводнения имеющихся эксплуатационных скважин Ш горизонт при коэффициенте конечной газоотдачи 51,5% полностью остановлен. А Пб горизонт, несмотря на худшие продуктивные характеристики, при коэффициенте текущей газоотдачи 76,9% продолжает разрабатываться 13 скважинами.
В настоящее время бурение новых скважин на Ш горизонте из-за низких пластовых давлений как в данном горизонте, так и в вышележащих горизонтах считаем нецелесообразным. Освоение новых скважин осложняется тем, что во время бурения промывочная жидкость из-за низкого значения пластового давления закупоривает призабойную зону скважин и перекрывает пути поступления газа.
В связи с этим повышение конечной газоотдачи может быть достигнуто за счет перепуска газа с Ш горизонта, при текущем пластовом давлении 8,3 МПа, во Пб горизонт, где Ртек = 4,8 МПа. Перепуск газа рекомендуется осуществлять путем создания каверны между горизонтами. При этом необходимость бурения новых скважин на Ш горизонт отпадает, т.к. эксплуатация объектов будет вестись 17 скважинами Пб горизонта.
Суммарное количество перетекшего газа из Ш горизонта во Пб горизонт будет рассматриваться как выпущенное с нижнего объекта в верхний для поддержания пластового давления.
Для оценки количества перетекшего газа и его добычи через Пбгоризонт рассмотрим следующую задачу:
Коэффициент фильтрационных сопротивлений в период разработки Пб и Ш горизонтов определялись регулярно по всему фонду скважин. Значение коэффициента а по Пб и Ш горизонтам соответственно составляет 4,3 и 1,0 сут/тыс.м3.
После проведения интенсификации этот коэффициент по горизонтам Пб и Ш уменьшается и, соответственно, составляет а = ,15 и aj = =0,5 сут/тыс.м3. Пусть в результате интенсификации между Пб и Ш горизонтами образуется резервуар радиусом с = Юм. Тогда объем перетекшего из Ш горизонта во Пб описывается уравнениями:
Зависимость изменения во времени среднего пластового давления в пластах, количество перетекшего и добытого газа через скважины Пб горизонта определялись совместным решением уравнений /3 5/ и материального баланса. Кроме того проводятся расчеты, когда Пб горизонт эксплуатируется без перепуска газа из Ш горизонта. Результаты этих расчетов приводятся в таблице 3.2.
Восточной Туркмении показывает, что обводнение происходит задолго до выработки основных запасов газа, вследствие образования водопроводящих каналов по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременного выхода значительного числа скважин из эксплуатации.
Среди причин, оказывающих наиболее существенное влияние на имеющее место избирательное обводнение газовых залежей, чаще других называют следующие: неоднородность продуктивных пластов и различных ее проявлениях, изменчивость по площади и по разрезу такихkh параметров, которые характеризуют проводимость пласта , объемводонапорной системы по отношению к газовым залежам и др.
Сопоставлением геолого-геофизическим материалом пробуренных скважин установлен идентичный характер геологического строения площадей Ачак-Наипского района /51; 102/, в разрезе которых принимают участие те же отложения, что и на месторождении Ачак. Одноименные горизонты / Ш, ІУб, У и др./ как и на месторождении Ачак, так и на Основные показатели разработки Пб и Ш других месторождениях Ачак-Наипского района /Наип, Сев.Наші, Сев." Ачак/ в литологическом отношении представлены преимущественно песчаниками и алевролитами с линзообразными прослоями глин, реже известняков, характеризующиеся высокой неоднородностью и одинаковыми геолого-физическими особенностями пород-коллекторов. Газовые залежи приурочены к одним и тем же водонапорным системам. Пластовые воды, подпирающие газовую залежь, характеризуются единообразием ионно-солевого состава и хлор-кальциевого типа.
Разработка продуктивных горизонтов ведется при преимущественно смешанном режиме, с преобладанием в начальный период газового режима. По мере выработки основных запасов газа, преимущественно из высокопроницаемых частей,активность упруго-водонапорных сил здесь увеличивается, что обуславливает избирательное продвижение пластовых вод по этим наиболее проницаемым пропласткам.
В настоящее время методами промыслово-геофизических и гидрохимических исследований установлено избирательное продвижение воды на продуктивных горизонтах Ачак-Наипского района, которое по отдельным скважинам временно удалось изолировать.
Об избирательном продвижении пластовых вод, наряду с изложенным выше, результатами геофизических и гидрохимических исследований, свидетельствует и поведении кривой P/I=f (ОДОБ.). При этом, хотя в призабойную зону газовых скважин наблюдается попадание воды, но разработка продуктивных горизонтов практически ведется без заметного замедления темпа падения истинного средневзвешенного пластового давления.
Поскольку в условиях сложного геологического строения месторождений Ачак-Наипского района, определяемого высокой неоднородностью и широким диапазоном изменения емкостно-фильтрационных характеристик газовмещающих пород по разрезу и площади продуктивных горизонтов, избирательное обводнение скважин газовых залежей при их разработке с проявлением упруго-водонапорного режима является естественным и неизбежным процессом. В этих условиях своевременное и в необходимых объемах применение ремонтно-изоляционных работ, обеспечение условий наиболее полного выноса жидкости из ствола скважин, могут быть определяющими в вопросах поддержания уровня добычи и достижения максимального коэффициента газоотдачи. Вместе с тем, наличие в разрезе скважин до 27 пропластков с резко отличающимися емкостно-фильтрационными характеристиками, при однократном проведении изоляционных работ не обеспечивает долговременного положительного эффекта, Многкратные же операции, очевидно, приведут либо к ухудшению продуктивной характеристики вследствие закупорки поровых каналов в призабойной зоне, либо к полной остановке скважин.
В связи с этим нами предлагаемые способы разработки заслуживают пристального внимания во-первых по предотвращения влияния воды на производительность скважин, а во-вторых к улучшению емкостно--фильтрационных характеристик пласта.
Предлагаемые способы разработки успешно может быть примененане только на многопластовых месторождениях Ачак, Наші, Сев.Наип, характеризующихся практически одинаковым геологическим строением и условиями разработки, но и на таких однопластовых месторождениях как Кирпичли, Сев.Балкуи, МалаЙ, Сейраб и др.
Применение предлагаемых методов на таких месторождениях, которые представлены карбонатными породами, в начальный период приведет к увеличению отборов газа с меньшим количеством скважин, продлению безводного периода добычи, а также отпадает необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ на весь период эксплуатации.
Технологический режим работы газовых скважин вскрывающих пласты с подошвенной водой
Одним из основных факторов, влияющих на технологический режим работы газовых скважин, является наличие подошвенной воды.
Выбор технологического режима работы скважин, вскрывающих газоносные пласты с подошвенной водой, и изменение его в процессе разработки с учетом неоднородности пласта и подвижности контакта газ-вода, одна из сложных задач проектирования разработки газовых месторождений.
Если учесть, что большинство открытых газовых месторождений являются водоплавающими или оказались таковыми в процессе их разработки, то решение данного вопроса имеет важное значение по рациональной разработке месторождений.Вопрос о критическом дебите в равномерно-анизотропных пластах рассматривают многие авторы /45, 66, 69 и др./.
Несмотря на видимую многочисленность и простоту предложенных методов решения, по определению критического безводного дебита газа, при проектировании разработки применение получили только методики работы /3, 4, 18, 32, 46, 83/. Однако применение вышеперечисленных методик при одновременном притоке газа и воды дают некоторые погрешности.
Одним из недостатков предложенных методик является то, что предельный безводный дебит газа, определяемый в начале разработки, не связывается со временем обводнения скважин и коэффициентом конечной газоотдачи.
Ниже предлагается приближенная методика расчета высоты водяного конуса при одновременном притоке газа и воды к скважине, получаемый совместным решением уравнений /4.4/ и /4.1/:/5.9/где» Піщ) и K("lfe) -функции Бесселя нулевого порядка первого и второго рода от мнимого аргумента; А; Вт - коэффициенты, определяемые из соответствующих граничных условий. Если Т.-» 00, то Z = Z0 и следует положить А=0. Тогда уравнение /5.9/ примет вид:
Подставляя значение "А" находим окончательное решение задачи:-г _ ОГАРАТ. Д 2АпГп-5?пЯп
С целью апробации предложенной методики были выполнены расчеты применительно к условиям разработки месторождения Уч-Дпжи.
В начале расчета для различных значений начальных дебитов газа и допустимой депрессии определяем высоту подъема конуса и соот ветствующие безводны периоды эксплуатации скважин. Точное решение задачи по определению высоты подъема конуса можно определить по уравнению /4.10/ с использованием ЭВМ, а приближенной решение по уравнению /5.18/. Затем, используя общепринятые методики проектирования, при известных значениях количества скважин и их времени обводнения определяем коэффициент конечной газоотдачи. По результатам расчета был составлен график зависимости /рис,5.3/ коэффициента газоотдачи от безводного периода при начальных дебитах газа.
Из графика видно, что при начальном дебите газа 880тыс.м3/сут. и депрессии 1,3 МПА обводнение скважин за счет подъема конуса происходит за б лет, при коэффициенте конечной газоотдачи - 0,52.
При начальном дебите газа 630 тыс.м3/сут скважины обводняются за 7,5 лет, с конечным коэффициентом газоотдачи - 0,61.Был рассчитан вариант разработки с годовым отбором газа в объеме 4 млрд.м3, при начальном дебите газа 430 тыс,м3/сут и депрессии на пласт 0,55 МПа. При этом коэффициент конечной газоотдачи составит 0,69. Обводнение скважин, расположенных в сводовой части залежи, произойдет за 10,5 лет. Учитывая, что скважины будут размещены равномерно по площади, краевые скважины обводнятся быстрее, чем сводовые и, как следствие, коэффициент конечной газоотдачи будет еще меньше.
Как видно из таблицы 5.1, обеспечение 4 млрд.м3 годового отбора газа в период постоянного отбора возможно при наличии 53-дейст-вующих скважин. По второму варианту годовой отбор газа принят в объеме 5 млрд.м3, при начальном дебите скважин 417 тыс.м3/сут и депрессии 0,55 Ж1а. Максимальные значения коэффициентов конечной газоотдачи составят 0,7. Количество эксплуатационных скважин на конец периода постоянного отбора доходит до 69 единиц, при этом скважины, расположенные на своде залежи, обводнятся в течение 11,0 лет. Расчеты показывают, что, несмотря на различные начальные де-биты газа, коэффициент конечной газоотдачи не превысит 0,7.
