Содержание к диссертации
Введение
1 Изучение основных гидродинамических проблем создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей пхг с единой водонапорной системой . 11
1.1 Выводы по разделу 1 19
2 Анализ существующих методов и разработка модифицированной балансовой модели гидродина мического расчета основных технологических показателей эксплуатации газовых залежей пхг в многокупольном водоносном пласте 20
2.1 Анализ методов расчета продвижения воды в залежь 20
2.2 Разработка модифицированной балансовой модели расчета взаимодействующих залежей ПХГ 31
2.3 Выводы по разделу 2 42
3 Параметрические исследования влияния структурных и гидродинамических характеристик многокупольного водоносного пласта, режимов закачки и отбора газа на основные технологические показатели многозалежных пхг с единой водонапорной системой ...44
3.1 Адаптация разработанной модифицированной балансовой модели 44
3.2 Изучение влияния технологического режима работы многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой на их основные технологические показатели з
3.2.1 Влияние технологического режима закачки газа на основные технологические показатели циклической эксплуатации хранилища 77
3.2.2 Влияние технологического режима отбора газа на основные технологические показатели циклической эксплуатации хранилища 3.3 Параметрические исследования влияния структурных и гидродинамических характеристик многокупольного водоносного пласта на основные технологические показатели многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой 101
3.4 Выводы по разделу 3 105
4 Разработка способа регулирования динамики газовых объемов в структурных ловушках многокупольного водоносного пласта 107
4.1 Исследования влияния систем размещения эксплуатационных скважин на распределение давления и газонасыщенности в однородном водоносном пласте 108
4.2 Исследование влияния систем размещения эксплуатационных скважин на распределение давления и газонасыщенности при зональном распределении ФЕС водоносного пласта 112
4.3 Выводы по разделу 4 114
Заключение 116
Список использованной литературы
- Выводы по разделу
- Разработка модифицированной балансовой модели расчета взаимодействующих залежей ПХГ
- Изучение влияния технологического режима работы многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой на их основные технологические показатели
- Исследование влияния систем размещения эксплуатационных скважин на распределение давления и газонасыщенности при зональном распределении ФЕС водоносного пласта
Введение к работе
Актуальность темы
В ряде случаев водоносные пласты-коллекторы (пласты), используемые для подземного хранения газа, осложнены несколькими структурными поднятиями (куполами). При сооружении многозалежных ПХГ в таких куполах происходит газогидродинамическое взаимодействие искусственных газовых залежей, которое оказывает существенное влияние на формирование и основные технологические показатели их циклической эксплуатации.
Существующие методы расчета однозалежных ПХГ не позволяют учесть особенности эксплуатации гидродинамически взаимосвязанных залежей в многокупольном водоносном пласте. В разработанных методах расчета многозалежных ПХГ учитывается только возможность газодинамического взаимодействия газовых залежей (межкупольные перетоки газа). Условия и характер гидродинамического взаимодействия газовых залежей по водоносной части пласта при их разновременном вводе в эксплуатацию и асинхронных закачках и отборах газа до настоящего времени не изучались.
Поэтому разработка методов прогнозирования и регулирования создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой является актуальной темой исследований.
Целью работы является разработка методов прогнозирования и регулирования процессов создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой для повышения эффективности его работы.
Основные задачи исследований
-
Изучение основных гидродинамических проблем создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой.
-
Анализ существующих методов и разработка модифицированной балансовой модели гидродинамического расчета основных технологических показателей создания и циклической эксплуатации взаимодействующих газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте.
-
Параметрические исследования влияния структурных и гидродинамических характеристик многокупольного водоносного пласта, режимов закачки и отбора газа на основные технологические показатели многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой.
-
Разработка способа регулирования динамики газовых объемов залежей в структурных ловушках водоносного пласта с учетом проведенных исследований влияния систем размещения эксплуатационных скважин на распределение давления и газонасыщенности в пласте.
Научная новизна
Разработан комплекс методов гидродинамического расчета создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте, позволяющий учесть гидродинамическое взаимовлияние газовых залежей, созданных в единой водонапорной системе, переменную газонасыщенность по зонам газоносности пласта в районе каждого купола и разнодренируемые области залежей.
Впервые изучено влияние определяющих структурных и гидродинамических факторов: расстояния между куполами, гидропроводности, размеров и граничных условий водоносного пласта, на технологические показатели работы многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой. Результаты исследований позволяют совершенствовать методические основы технологического проектирования разведывательно-промышленной закачки и циклической эксплуатации многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой.
Создана методика определения очередности и темпов заполнения ловушек газом многокупольного водоносного пласта с учетом геолого-технологических ограничений по максимально допустимому давлению разрыва покрышки, размерам газовых залежей в пределах ограниченных ловушек, условиям многолетней стабильной циклической эксплуатации залежей, позволяющая повышать эффективность сооружения и циклической эксплуатации многозалежных ПХГ.
Впервые проведены исследования влияния систем размещения эксплуатационных скважин и зонального распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта (ФЕС) на динамику ГВК и пластового давления в газовых залежах многокупольного водоносного пласта ПХГ.
Разработан способ регулирования динамики газовых объемов в многокупольных водоносных пластах, позволяющий формировать компактные газовые залежи с максимальным коэффициентом газонасыщенности в пределах куполов путем распределения объемов и изменения темпов закачки и отбора газа по группам эксплуатационных скважин, расположенным в различных частях структурных ловушек, с учетом взаимовлияния залежей и зонального распределения ФЕС пласта.
Защищаемые положения
-
Комплекс методов расчета создания и циклической эксплуатации гидродинамически взаимосвязанных газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте.
-
Методика определения очередности и темпов заполнения структурных ловушек, а также технологических режимов закачки и отбора газа на многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой.
-
Способ регулирования динамики газовых объемов в структурных ловушках водоносного пласта, заключающийся в распределении темпов и объемов закачки и отбора газа по группам эксплуатационных скважин, расположенным в различных частях структурных ловушек.
Практическая ценность
Созданные методы прогнозирования и регулирования процессов создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой использованы при разработке технологических схем и проектов, составлении технологических режимов закачки и отбора газа на подземных хранилищах газа Российской Федерации (Карашурское, Невское, Гатчинское, Калужское, Краснодарское), Республики Беларусь (Прибугское, Осиповичское), Казахстана (Полторацкое), Голландии (Бергермеер).
Разработанные математические модели, составленные алгоритмы и компьютерные программы, позволяющие осуществлять достоверный гидродинамический прогноз и эффективное регулирование циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте, использованы при составлении технологического проекта Удмуртского Резервирующего Комплекса ПХГ, включающего Карашурское, Горюновское, Новотроицкое, Чежебашевское и Гардашурское поднятия.
Результаты выполненных параметрических исследований влияния структурных и гидродинамических характеристик многокупольного водоносного пласта использованы при подготовке проекта Федеральных норм и «Правил безопасности на подземных хранилищах газа».
Результаты диссертационной работы использованы при разработке СТО Газпром 2-3.5-442-2010 «Порядок создания подземных хранилищ газа», СТО Газпром 2-3.5-348-2009 «Порядок работ по авторскому надзору за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах», СТО Газпром 2-3.5-391-2011 «Технологическое проектирование подземных хранилищ газа. Исходные данные», СТО Газпром 056-2009 «Основные положения по расчету и управлению резервами газа на подземных хранилищах».
Апробация работы
Основные результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на отраслевых и международных конференциях, научных семинарах, производственных научно-технических советах, среди которых:
- Международная конференция «Экологическая безопасность в газовой промышленности» (ESGI 2009), 2009, Москва;
- Восьмая Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010, Москва;
- Вторая Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», 2010, Москва;
- Третья Международная научно-техническая конференция «ПХГ: Надежность и эффективность» (UGS-2011), 2011, Москва;
- Девятая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов “Новые технологии в газовой промышленности” (газ, нефть, энергетика), 2011, Москва;
- Третья научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 2011, Москва;
- НТС молодых ученых и специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012, 2013, Москва;
- Пятая Международная молодежная научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 2013, Москва;
- Десятая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов "Новые технологии в газовой промышленности" (газ, нефть, энергетика), 2013, Москва.
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 25 статьях, в том числе 6 статьях в изданиях, включенных в "Перечень..." ВАК Минобрнауки РФ. Соискателю выдано 3 свидетельства, зарегистрированные в установленном порядке на программы для ЭВМ.
Структура и объем диссертации
Выводы по разделу
Вопросами газогидродинамического взаимодействия залежей занимались многие Российские и зарубежные исследователи, так как изучение данного явления представляет собой важную задачу в теории и практике проектирования как разработки месторождений, так и создания ПХГ. Не смотря на многочисленные исследования в этой области достоверные методы расчета взаимодействующих газовых залежей ПХГ отсутствует.
До настоящего времени создан ряд методов расчета процесса разработки группы залежей при водонапорном режиме, газодинамически связанных и взаимодействующих между собой. Так как фильтрационные процессы при эксплуатации ПХГ и разработке залежей происходят по одним и тем же физическим законам, представляется целесообразным в диссертационной работе провести обзор работ, посвященных изучению явления взаимодействия залежей при их разработке на истощение, а так же дать краткий анализ существующих методов их расчета.
Впервые взаимодействие залежей было отмечено российским ученым Н.Т. Линдтропом который объяснил колебания дебита водяных источников Горячеводска влиянием разработки XI-XII, XVI, XXII пластов Октябрьского нефтяного месторождения [43, 44]. Расстояния между источниками и нефтепромыслами достигало 17-20 км. Несколько позже на этот факт взаимодействия указывали в работе [58] В.Н. Щелкачев и Г.В.Пыхачев.
За рубежом, в частности в США, впервые явление взаимодействия изучалось В.А. Бруком в 1944 году. Для выявления эффекта взаимодействия между месторождениями Магнолия и Виллаж (штат Арканзас) на электроинтеграторе изучали известкостный пласт Смаковер, которому они приурочены. Как показали исследования, падение давления в месторождении Магнолиа оказалось значительно больше чем должно было быть при его разработке. Более высокие темпы снижения давления автор объясняет перемещением контурной воды в направлении месторождения Виллаж, где пластовое давление было значительно ниже. Расстояние между месторождениями составляло 21 км.
В последние годы изучение вопросов взаимодействия залежей и месторождений проводились одновременно в следующих основных направлениях решения проблемы:
1. Взаимодействие залежей изучалось как физическое явление, возникающее в результате перераспределения давления в пласте. Исследовались вопросы формирования взаимодействующих залежей, характер поведения взаимодействующих залежей при их разработке, формы и признаки проявления эффекта взаимодействия, определялись геологические особенности расположения таких залежей. Выше указанные вопросы освещены в работах И.Д. Амелина, А.Л. Козлова, Ю.П. Коротаева, Н. Кристеа, Е.М. Минского, Г.В. Рассохина, В.П. Савченко, И.М. Белякова, И.М. Бекетова, М.И. Белога, Ю.П. Гаттенбергера, Е.М. Загребайловой, И.К. Зерчанинова, В.Ф. Канащука, В.Г. Кафичева, И.А. Леонтьева, Р.П. Муравьева, В.И. Петренко, А.А. Плотникова, Е.В. Солацкого, Н. Бенериаха, И.С. Белла, С. Биргса, П.Р. Ведла, В.Л. Вела, Л.А. Гебеля, Л.Л. Муллиса и ряда других [3, 54, 7-9, 51, 20-22, 31, 32, 34-35,41, 26, 11].
2. Разработка методов подсчета запасов нефти и газа взаимодействующих залежей и месторождений. Исследование взаимодействия приобрело уже форму расчетов, однако количественное определение перетоков газа и воды еще носит оценочный характер. Этими вопросами занимались С.Н. Бузинов, С.Н. Закиров, А.Л. Козлов, Ю.П. Коротаев, В.М. Минский, В.Н. Беркун, П.А. Гереш, М.М. Кашпаров, В.И. Алексюк, Н.С. Ратушняк, Е.В. Солоцкий, СМ. Тверковкин, М.Л. Фиш, П.Д. Хвен, Б.Н. Храменков, Б.Я. Торников, М. Мортода, А.С. Одэ, Д. Хавлена и другие [12, 23, 24, 30, 36, 37, 42, 13, 26].
3. Разработка методов прогнозирования поведения взаимодействующих залежей в процессе их эксплуатации. Создаввались методы расчета рациональной разработки месторождений в условиях проявления водонапорного режима, проводились расчеты перетоков газа через слабопроницаемые перемычки, изучалась проблема управления процессом взаимодействия. Данное направление освещенном в работах М.Т. Абасова, И.Д. Амелина, Н.К. Байбакова, К.С. Басниева, С.С. Гацулаева, С.Н. Закирова, Б.Б. Лапука, В.П. Савченко, Ф.А. Требина, П.Т. Шмыгли, Я. Атаева, Н.К. Гиринского, И.И. Джабарова, Е.В. Евдокимовой, A.M. Кулиева, М.М. Максимова, Р.П. Муравьева, В.М. Соломахина, Н.Г. Степанова, П.К. Страдимова, Ю.М. Фримана, В.А. Брука, В.Л. Вела, К.Г. Коаца, Д.Л. Каца, М. Мортады, М. Робинсона, П.С. Румбля, М.П. Тека, Г.Г. Спэйна, Г.Е. Штамма и другие [1, 3, 42, 10, 14, 19, 22, 30, 13].
Работы В.П. Савченко [39] по Куйбышевско-Бугурусланскому району, А.П. Козлова [37] по другим газоносным районам показали, что в процессе формирования залежей при струйно-вертикальной миграции углеводородов по системе тектонических нарушений и трещин происходит дифференциальное (в зависимости от удельного веса) распределение углеводородов в пласте. Вследствие такого процесса при наличии благоприятных геологических условий может происходить образование многопластового месторождения нефти или газа. При дальнейшем латеральной миграции уже по пласту углеводороды могут заполнить имеющиеся там структурные ловушки, что в конечном итоге приводит к образованию группы месторождений нефти и газа, приуроченных к одной водонапорной системе, как правило, гидродинамическое состояние такой системы характеризуется естественным фильтрационным потоком пластовых вод [52].
Разработка модифицированной балансовой модели расчета взаимодействующих залежей ПХГ
Вид функции влияния зависит от модельных условий на внешней границе водоносного пласта (бесконечный пласт, пласт с контуром питания, замкнутый пласт). При использовании метода последовательной смены стационарных состояний для бесконечного пласта или пласта с контуром питания функция влияния (14) может быть представлена коэффициентом, обратным коэффициенту продуктивности Cw пр0д или коэффициентом приемистости Cw прием водоносного пласта соответственно при вторжении или оттеснении пластовой воды.
В простой балансовой модели газовой залежи принимается также, что текущее давление на ГВК - РгвкФ равно текущему средневзвешенному давлению газовой залежи Р.
Под ГПО і-ого разноаккумулируемого и разнодренируемого участка Ц понимается некоторая условная величина, при равномерном аккумулировании и дренировании которого зависимость изменения давления в нем от объема газа в пласте будет соответствовать реальному процессу.
Принимается, что между i-ым и j-ым укрупненными разноаккумулируемым и разнодренируемым участками возможны перетоки газа с расходами, зависящими от средневзвешенных давлений Р1 и Р} в этих участах согласно уравнению: где 7пеР_- - расход перетока газа между i-ым и j-ым разноаккумулируемыми и разнодренируемыми участками; Спер._. коэффициент перетока газа между i-ым и j-ым укрупненными разноаккумулируемым и разнодренируемым участками.
Система уравнений (16) и (17) достаточна для проведения расчетов изменения давления Рх при заданных расходах газа в скважинах qg. или, наоборот, для определения расхода газа в скважинах при известном изменении давлений в укрупненных разноаккумулируемых и разнодренируемых участках в условиях газового режима (П, =idem).
В случае водонапорного режима ГПО разноаккумулируемых и разнодренируемых участков вследствие продвижения пластовых вод являются переменными величинами, и для них можно написать Расход поступающей - оттесняемой из укрупненного участка пластовой воды можно принять пропорциональным разности давления в этом участке и начального давления в пласте, т.е. qwi = Cwl(Fi-PTcl (19) Таким образом, при водонапорном режиме модель укрупненных разноаккумулируемых и разнодренируемых участков пласта описывается системой уравнений (16) - (19).
В модификации балансовой модели газовой залежи, учитывающей переменную газонасыщенность по укрупненным зонам газоносности, предполагается, что вытеснение воды газом и газа водой происходит по поршневой схеме. Значения газонасыщенности в осушенной и обводненной зонах принимается постоянными и соответствующими критическим уровням остаточной насыщенности, при которых за фронтом вытеснения движется только вытесняющая фаза.
В модели переменной газонасыщенности по укрупненным зонам газоносности уравнение материального баланса газа в целом для газовой залежи имеет вид:
Здесь uw - вязкость пластовой воды; y(Q) - вертикальная координата ГВК, соответствующая поровому объему 1; к и kw - абсолютная и относительная критическая фазовая проницаемость для воды; Cw 38 коэффициент, учитывающий геометрические особенности продвижения пластовой воды в залежь; h - средняя толщина пласта. Перепад давления в осушенной зоне определяется по следующей формуле 2 Р =(?пер/п (27) где kg - относительная критическая фазовая проницаемость для газа; цё -вязкость газа; Спер - коэффициент, учитывающий геометрические особенности перетока газа между чистой газовой и осушенной зонами.
В работе автором разработан комплекс методов гидродинамического расчета создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте, позволяющий учесть гидродинамическое взаимовлияние газовых залежей, созданных в единой водонапорной системе, переменную газонасыщенность по зонам газоносности пласта в районе каждого купола и разнодренируемые области залежей. На рисунке 2.5 представлена динамико-кинематическая схематизация фильтрационных потоков разработанной модели. Рисунок 2.5 - Динамико-кинематическая схематизация фильтрационных потоков
В используемой модели зональной газонасыщенности пласта выделяются III зоны с разным уровнем газонасыщенности:
Первая зона - осушенная зона. Это зона образуется вследствие неполного вытеснения воды газом. Принимается, что средний коэффициент газонасыщения постоянный и равный максимально возможной газонасыщенности пласта-коллетора.
Вторая зона - обводненная зона. Это зона которая образуется вследствие неполного вытеснения газа водой. Средний коэффициент газонасыщенности принимается постоянным и равным остаточной газонасыщенности.
Изучение влияния технологического режима работы многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой на их основные технологические показатели
Рассмотрим влияние технологического режима закачки газа в Карашурское ПХГ на давление в зоне расположения скважин без учета взаимовлияния соседних объектов. Для этого рассчитаем 3 режима закачки газа отличающиеся друг от друга производительностью закачки но объем газа и сроки в которые производилась закачка неизменны для всех 3 режимов:
1. Базовый режим с которым будет производиться сравнение давления по при реализации других режимов. Темп закачки одинаковый на всем протяжении сезона закачки и составляет 1.1 млн.м /сут., период закачки 182 дня, объем закачки составляет 200 млн.м .
2. Режим 1. Темп закачки составляет 0.5 млн.м /сут. в течении 91 дня и 1.7 млн.м3 /сут. в течении 91 дня, период закачки 182 дня, объем закачки составляет 200 млн.м .
3. Режим 2. Темп закачки составляет 1.7 млн.м3/сут. в течении 91 дня и 0.5 млн.м3 /сут. в течении 91 дня, период закачки 182 дня, объем закачки составляет 200 млн.м3. Режимные кривые технологического режима закачки газа по вариантам представлены на рисунке 3.18.
Из сопоставления пластового давления в зоне скважин по Карашурскому ПХГ при реализации различных режимов закачки (рисунок 3.19) видно, что при реализации первого варианта закачки пластовое давление в зоне скважин на конец периода закачки выше чем по базовому варианту и по варианту 2. Это в первую очередь связано с тем, что при интенсивной закачке газа в начальный период времени (вариант 2) давление начинает расти более интенсивно и происходит оттеснение воды и как следствие снижение пластового давления, а по варианту 1 вода не успевает отойти и давление в зоне скважин возрастает. Рассмотрим как влияет темп закачки газа на пластовое давление при влиянии ПХГ друг на друга.
Для того, чтобы объективно определить степень и характер влияния ПХГ друг на друга необходимо производить анализ на периоде когда оба ПХГ работают на циклической эксплуатации характер изменения давления цикличен. При этом необходимо заметить , что в качестве базового варианта т.е. варианта на основании которого делаются выводы и с которым производится сравнение изменения давления нельзя использовать вариант когда закачка производится только в одно ПХГ т.к. при этом влиянием другого все равно нельзя пренебрегать. В качестве базового варианта будем рассматривать вариант когда в оба ПХГ закачка производилась с одним темпом на протяжении всего периода закачки.
Пластовое давление базовый вариант Пластов:.? давление вариант 1 ""Пластовое давление вариант 2 Рисунок 3.19 - Сопоставление пластового давления в зоне скважин Карашурского ГТХГ при реализации вариантов закачки Для изучения влияния производительности закачки газа в ПХГ были рассчитаны 3 комплекса вариантов по каждому объекту: Карашурское ПХГ 1. Базовый вариант. Производительность закачки одинакова на всем протяжении сезона закачки и составляет 1.7 млн.м3/сут., период закачки 171 сутки, объем закачки 290 млн.м3. 2. Режим 1. Производительность закачки составляет 1.2 млн.м /сут. в течении первой половины сезона закачки и 2.2 млн.м3/сут. в течении второй, период закачки 171 сутки, объем закачки 290 млн.м3. 3. Режим 2. Производительность закачки составляет 2.2 млн.м3 /сут. в течении первой половины сезона закачки и 1.2 млн.м /сут. в течении второй, период закачки 171 сутки, объем закачки 290 млн.м3. Горюновское ПХГ 1. Базовый вариант. Производительность закачки одинакова на всем протяжении сезона закачки и составляет 1.05 млн.м /сут., период закачки 171 дня, объем закачки 180 млн.м . 2. Режим 1. Производительность закачки составляет 0.525 млн.м3/сут. в течении первой половины сезона закачки и 1.575 млн.м /сут. в течении второй, период закачки 171 сутки, объем закачки 180 млн.м . 3. Режим 2. Производительность закачки составляет 1.575 млн.м3/сут. в течении первой половины сезона закачки и 0.525 млн.м3 /сут. в течении второй, период закачки 171 сутки, объем закачки 290 млн.м .
Сравнение производилось с учетом реализации технологических режимов за один и тот же календарный период по обоим ПХГ.
На рисунке 3.20 приведено сопоставление пластового давления в зоне скважин по Карашурскому ПХГ при работе его по базовому варианту и реализации различных вариантов закачки в Горюновское ПХГ. В отличие от способа регулирования отдельного ПХГ путем изменения темпа закачки на конец интервала закачки с целью получения максимального давления на конец периода, по двум взаимодействующим ПХГ при необходимости повысить давление на конец сезона закачки по одному ПХГ без изменения режима закачки по нему необходимо повышать производительность закачки во второе в начале сезона закачки.
Это связано с тем, что в начале периода закачки газа в Карашурское ПХГ вода продолжает поступать в него т.к. среднее давление в залежи не превышает гидростатическое на контуре ГВК и при интенсивной закачке газа в Горюновское ПХГ резко возрастает давление и в тот момент когда оно превышает гидростатическое на контуре вода начинает поступать в Карашурское ПХГ интенсифицируя рост давления в нем. Отсутствие влияния в завершающий период связано в основном в том, что вода преимущественно оттесняется на периферию и взаимовлияние хранилищ уменьшается.
Исследование влияния систем размещения эксплуатационных скважин на распределение давления и газонасыщенности при зональном распределении ФЕС водоносного пласта
На 3D гидродинамической модели работы многокупольного водоносного пласта были реализованы и проанализированы результаты расчетов по следующим вариантам расположения скважин на двух гидродинамически взаимосвязанных залежах ПХГ: 4. Сводовое расположение скважин на структурах; 5. Расположение эксплуатационных скважин на крыльях структур в направлении взаимодействующих залежей; 6. Удаленное расположение эксплуатационных скважин; 7. Комбинация вариантов с различным расположением скважин на крыльях структур. Для проведения наиболее объективного анализа изменения основных технологических показателей работы залежей ПХГ, пластового давления и распределения газонасыщенности в пласте, с учетом влияния систем размещения эксплуатационных скважин, технологический режим работы эксплуатационных скважин во всех вариантах был одинаковый.
Как было сказано выше для однокупольных ПХГ особенно высокоамплитудных наиболее эффективно располагать скважины в своде структуры. Распределение средневзвешенной газонасыщенности по кровле многокупольного водоносного пласта-коллектора представлено на рисунке
Распределение средневзвешенной газонасыщенности по кровле пласта-коллектора (вариант расположения скважин в своде структур)
Как видно из рисунка 4.1 залежи по обеим структурам формируются компактно, не происходит выхода газа за пределы замыкающей изогипсы ( -1010 м). Однако по сравнению с эксплуатацией однокупольных ПХГ происходит небольшой рост ГПО (на 7-12%) в связи с более высоким давлением нагнетания газа в период закачки.
На рисунках 4.2 и 4.3 приведено распределение средневзвешенной газонасыщенности по кровле многокупольного водоносного пласта-коллектора при расположении эксплуатационных скважин на крыльях структур в направлении взаимодействующих залежей и удаленном расположение эксплуатационных скважин.
Смещение положения эксплуатационных скважин в сторону взаимодействующих залежей (рисунок 4.2)приводит к росту их ГПО и деформации контура ГВК в направлении областей повышенных и пониженных напоров по сравнению со сводовым расположением скважин. Отмечается рост газонасыщенности в направлении областей повышенных напоров к которым приурочено расположение эксплуатационных скважин.
По структуре №2 отмечается рост газонасыщенности за замыкающей изогипсой. Это свидетельствует о том, что определяющую роль при формировании газовой залежи, даже в условиях высокоамплитудных ловушек, играет расположение скважин, а не перепад давления между различными частями структур.
По структуре №1 не наблюдается явного роста ГПО (порядка 2-3%) по сравнению с вариантом сводового расположения скважин и отмечается деформация контура ГВК в направлении взаимодействия залежей. В связи с сокращением расстояния границы ГВК от скважин в процессе отбора газа скважинами из залежи №2 наблюдается рост водного фактора до 0,9-1 л/тыс.м по сравнению с его значением при сводовом расположении скважин на структурах 0,5-0,6 л/тыс.м3.
Удаленное расположение эксплуатационных скважин (рисунок 4.3) на структурах многозалежных ПХГ способствует росту ГПО и усилению растекания газа по кровле структуры в направлении областей пониженных напоров.
При создании ПХГ в водоносных пластах на практике сталкиваются с проблемами формирования газовой в условиях, когда лучшие ФЕС пласта не совпадают со сводом структуры. Данная проблема возникает, когда в процессе технологического проектирования и выбора системы расположения скважин на площади структуры не учитывается распределение свойств по пласту.
В работе показано, что в условиях зонально-неоднородного пласта газ преимущественно аккумулируется в зонах наилучших ФЕС независимо от расположения скважин на структурах как в малоамплитудных, так и высокоамплитудных структурных ловушках.
При сводовом размещении эксплуатационных скважин и произвольном положении зон повышенных ФЕС на структуре за счет преимущественного аккумулирования закачиваемого газа в этих зонах наблюдается уменьшение растекания газа и сокращение ГПО по залежам ПХГ (рисунок 4.4).
Распределение средневзвешенной газонасыщенности по кровле пласта-коллектора (вариант сводового расположения эксплуатационных скважин и произвольного повышенных ФЕС плата-коллектора)
В случае размещения эксплуатационных скважин на крыльях структур и сводового положения зон повышенных ФЕС наблюдается более активное растекание газа в залежах ПХГ (рисунок 4.5). Распределение средневзвешенной газонасыщенности по кровле пласта-коллектора (вариант расположения эксплуатационных скважин на крыльях структур в Разработан способ регулирования динамики газовых объемов в многокупольных водоносных пластах, заключающийся в распределении темпов и объемов закачки и отбора газа по группам эксплуатационных скважин. Использование способа позволяет формировать компактные газовые залежи с предельными коэффициентами газонасыщенности коллекторов в районах расположения эксплуатационных скважин на конец сезонов закачки и обеспечивать минимальные значения водного фактора в сезонах
отбора.
По результатам проведенных в рамках диссертационной работы исследований по разработке методов прогнозирования и регулирования эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой можно сделать следующие выводы.
Выявлены основные признаки, позволяющие определять наличие газо-гидродинамической связи между залежами в многокупольном водоносном пласте ПХГ, и проблемы их сооружения и циклической
