Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Состояние изученности проблемы газоотдачи 9
1.1. Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи 9
1.2. Методы подсчета запасов газа и их влияние на достоверность определения газоотдачи 12
1.3. Текущая и конечная газоотдача ... 16
1.4. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме разработки месторождений 17
1.5. Газоотдача при упруговодонапорном режиме разработки месторождений 22
Глава II. Возможность увеличения интенсивности отбора газа 36
2.1. Необходимость создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатних месторождений горизонтальными скважинами с целью увеличения интенсивности отбора газа 36
2.2. Возможности введения новых концепций в практику при освоении газовых и газоконденсатних месторождений 47
2.3. Конструктивные особенности горизонтальных скважин 54
2.4. Производительность одно и многоствольных горизонтальных скважин 56
2.5. Удельные запасы газа, приходящиеся на одну горизонтальную скважину 70
Глава III. Влияние интенсивности отбора газа на коэффициент газоотдачи 76
3.1. Постановка вопроса 76
3.2. Приближенные методы оценки влияния интенсивности отбора на коэффициент газоотдачи 77
3.3. Годовые отборы газа и их влияние на продолжительность периода постоянной и падающей добычи газа 85
3.4. Влияние увеличения интенсивности отбора газа на потери давления в стволе скважин и сроки ввода ДКС 88
Глава IV. Использование численных методов для определения коэффициента газоотдачи при различных интенсивностях отбора газа 92
4.1. Постановка вопроса 92
4.2. Теоретические основы создания геолого-математических моделей 94
4.3. Создание геолого-математических моделей фрагментов месторождений массивного и пластового типов 101
4.4. Учет влияния геологических, технических и технологических факторов на величину газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора газа 113
4.5. Анализ результатов, полученных на моделях фрагментов залежи массивного типа 154
4.6. Анализ результатов, полученных на моделях фрагментов залежи пластового типа 156
4.7. Факторы, снижающие коэффициент газоотдачи при вскрытии залежей массивного и пластового типов вертикальными и горизонтальными скважинами при различных интенсивностях
годового отбора газа .158
Глава V. Обоснование и выбор типа и оптимальной конструкции одно и многоствольных горизонтальных скважин 166
5.1. Постановка проблемы 166
5.2. Использование геолого-математических моделей фрагментов месторождений для обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций горизонтальных скважин 167
5.3. Проведение математических экспериментов и разработка рекомендаций по определению оптимальных конструкций горизонтальных скважин, вскрывших многообъектные залежи
массивного и пластового типов 179
5.3.1. Создание модели однородного пласта с непроницаемыми перемычками осваиваемого горизонтальными скважинами 181
5.3.2. Создание модели фрагментов неоднородных пластов для освоения их ресурсов одно и многоствольными горизонтальными скважинами 186
5.3.3. Создание модели однородных и неоднородных многообъектных залежей с различными термобарическими параметрами 194
Выводы и рекомендации 199
Список литературы
- Текущая и конечная газоотдача
- Конструктивные особенности горизонтальных скважин
- Годовые отборы газа и их влияние на продолжительность периода постоянной и падающей добычи газа
- Использование геолого-математических моделей фрагментов месторождений для обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций горизонтальных скважин
Введение к работе
. Актуальность темы
В большинстве проведенных до настоящего времени лабораторных, промысловых исследований и математических экспериментов по изучению влияния отдельных факторов на коэффициент газоотдачи и обоснованию интенсивности годового отбора в период постоянной добычи газа коэффициент газоотдачи пластов изучался со сравнительно низким темпом годового отбора.
При этом использованные методы оценки газоотдачи, из-за неточности подсчета запасов газа и усреднения большинства параметров, входящих в аналитические решения, не позволяли определить истинную величину коэффициента газоотдачи. Большинство специалистов изучающих газоотдачу пластов склонны к тому, что увеличение интенсивности отбора приводит к снижению коэффициента газоотдачи пластов.
Увеличение темпов отбора тесно связано не только с геологическими, техническими и технологическими факторами, но и с необходимостью использования высокопроизводительных скважин. Величина газоотдачи тесно связана с многообъектностью залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами объектов с их удельными запасами газа, вскрытием этих объектов, а также термобарическими параметрами. Поэтому особое внимание уделено вскрытию многообъектных залежей одно и многоствольными горизонтальными скважинами и поиску оптимальных типов и конструкций скважин, обеспечивающих максимальную газоотдачу с учетом различных термобарических параметров вскрываемых объектов.
Комплексный учет различных факторов влияющих на газоотдачу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, особенно при вскрытии сильно неоднородных по литологическому строению пластов, а также многообъектных залежей обуславливают необходимость изучения влияния интенсивности отбора и возможность использования новых типов скважин на коэффициент газоотдачи.
Цель работы
Обосновать возможность освоения газовых и газоконденсатных месторождений при высоких интенсивностях годового отбора (более 5% от начальных запасов газа) путем использования одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов на величину газоотдачи при различных темпах годового отбора, а также установить и выбрать "оптимальный" тип и конструкцию скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи и устойчивую, без осложнений, работу таких скважин.
Задачи исследований
-
Определить влияние различных факторов на коэффициент газоотдачи: интенсивности отбора газа; неоднородности залежи; параметра анизотропии; многообъектности залежи.
-
Установить возможность увеличения интенсивности годовых отборов при применении одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния технических и технологических факторов.
-
Обосновать тип и "оптимальную" конструкцию горизонтальных скважин вскрывших многообъектные залежи, обеспечивающие: равномерность дренирования объектов с различными запасами и фильтрационными свойствами, максимальную газоотдачу объектов и устойчивую работу скважин в процессе разработки.
-
Установить возможность освоения многообъектных залежей единой сеткой скважин с различными термобарическими параметрами объектов.
Научная новизна
-Обоснованы новые концепции для освоения газовых и газоконденсатных месторождений одно и многоствольными горизонтальными скважинами.
-Разработана технология определения коэффициентов газоотдачи однородных и неоднородных залежей при их разработке вертикальными и горизонтальными скважинами с использованием геолого-математических моделей.
- Предложена технология определения типов и "оптимальных" конструкций одно и многоствольньж горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи.
Методы решения поставленных задач
Применение программ расчета составленных на основе приближенных уравнений и классической системы уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с учетом влияния многочисленных факторов при соответствующих начальных и граничных условиях. Практическая значимость
-
Установлена возможность количественного определения коэффициентов газоотдачи при различньж интенсивностях годового отбора газа из залежей массивного и пластового типов с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
-
Предложена технология определения "оптимальных" типов и конструкций одно и многоствольньж горизонтальных скважин для освоения однородньж и неоднородньж залежей с различными свойствами пористой среды и флюидов путем создания геолого-математических моделей фрагментов различньж месторождений и их вскрытия горизонтальными скважинами.
Защищаемые положения. 1.Установление возможности повышения годового отбора газа из месторождения при применении одно и многоствольньж горизонтальных скважин.
2.Определение возможности сокращения продолжительности разработки месторождения.
З.Увеличение конечного коэффициента газоотдачи путем обоснования и выбора типа и оптимальной конструкции горизонтальных скважин.
Апробация работы Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:
1. На 53-ей Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ -99", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 1999 г.
-
На V Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2003 г.
-
На международной научно-технической конференции "Наука и образование 2004", МГТУ, г. Мурманск 2004 г.
-
На международной конференции "Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья", РАН, г. Москва, 2004 г.
-
На ГУ международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.
-
На научных семинарах кафедры РиЭГиГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации
По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ. Благодарности
Автор диссертации выражает глубокую благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Алиеву З.С.
Автор благодарен профессору Сомову Б. Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и советы по его использованию, за консультации и помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геологическими характеристиками.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы из 120 наименований и приложения. Общий объем работы составляет 225 страниц, в том числе 161 страницу машинописного текста, 24 рисунка, 40 таблиц.
Текущая и конечная газоотдача
Некоторые исследователи на основе анализа экстраполированных и реальных данных по разработанным месторождениям приводят различные значения коэффициентов газоотдачи. Например, А.Л. Козлов в работе [65] считал, что при благоприятных геологических условиях и начальных пластовых давлениях выше 5 МПа можно ожидать коэффициент газоотдачи около 0,97. Для месторождений с сильной неоднородностью сложным геологическим строением (с низкой или неравномерной проницаемостью, явно выраженным линзовидным залеганием продуктивных пластов, при наличии многочисленных разрывов) и при пластовом давлении ниже 5 МПа коэффициент газоотдачи рекомендуется принимать 0,7-0,8. В случае газового режима М.А. Жданов и Г.Т. Юдин в работе [42] коэффициент газоотдачи рекомендуют принимать равным 0,9-0,95. Авторы работы [87] отмечают: "... было установлено, что конечная газоотдача в основном составляет в случае газового режима разработки 90-95 %..."
По данным работы [101] коэффициент газоотдачи газовых месторождений при разработке их в условиях газового режима составляют 78 -97 %. Причем в этой работе не указаны геологические характеристики месторождений, емкостные, фильтрационные и начальные термобарические параметры залежей, величины давлений забрасывания и т.д., обуславливающие приведенный диапазон изменения коэффициента газоотдачи. Необходимо отметить, что для определения коэффициента газоотдачи в случае газового режима, нужно учитывать большое количество факторов, что невозможно при применении приближенных методов расчета. Учет этих факторов возможен только путем численного решения поставленной задачи с использованием геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов. Такие эксперименты были проведены в работе [53], где в качестве примера трехмерного моделирования процесса разработки газовой залежи при газовом режиме и изучения влияния неоднородности пласта и темпов отбора газа на показатели разработки была взята гипотетическая модель, имеющая следующие размеры: по координатам X и Y - 870 м, по толщине - 67,5 м. Начальные запасы газа составляют 1627 млн.м3. Продуктивный пласт с пористостью равной 0,3 и проницаемостью 0,1 мкм2, вскрывается одной вертикальной скважиной. Были рассчитаны три варианта эксплуатации с темпами отбора 20; 13,5 и 6,7 % от начальных запасов газа. В этой работе не представлены сроки разработки каждого варианта, что затрудняет сравнение полученных результатов. В работе отмечено, что "зависимость между приростом коэффициента газоотдачи и степенью уменьшения дебита близка к прямолинейной, причем снижение отбора газа в 3 раза привело к увеличению коэффициента газоотдачи на 7,2 %. Сравнительно небольшая потеря в конечном коэффициенте газоотдачи и одинаковый темп падения пластового давления в скважине во всех вариантах до момента отбора 60-65 % начальных запасов позволяют говорить о возможной экономической целесообразности эксплуатации скважин с высокими дебитами в начальные периоды разработки месторождения".
Следует отметить, что темпы отбора, составляющие 20 и 13,5 % от начальных запасов газа, не могут быть реализованы для большинства месторождений, которые разрабатываются вертикальными скважинами. Это связано, прежде всего, с необходимостью бурения большого числа таких скважин, создания на короткий срок мощных промысловых коммуникаций для обеспечения заданных годовых отборов, а также с экономической эффективностью. Как показывает практика, на территории Российской Федерации интенсивность годовых отборов не превышает 5% от начальных запасов газа. В работе [53] не учитывалось применение различных типов скважин (горизонтальных и многоствольно-горизонтальных), для обеспечения высоких годовых отборов, применительно к реальным условиям, а также влияние степени вскрытия пласта вертикальными скважинами. Такие эксперименты были проведены нами в данной работе, результаты которых будут представлены позже.
При упруговодонапорном режиме разработки месторождения коэффициент газоотдачи до настоящего времени определялся в основном лабораторными и промысловыми исследованиями. Было проведено большое количество лабораторных опытов на естественных и искусственных кернах по вытеснению газа водой. В опубликованных работах на моделях пласта исследовано влияние различных факторов на величину коэффициента газоотдачи. Однако в представленных опытах не моделировались естественные условия разработки газовых месторождений, поэтому они носят ориентировочный характер и значительно отличаются от реальных свойств газоносных пластов.
Значительные по объему экспериментальные исследования были проведены О.Ф. Худяковым и А.С. Великовским в работе [108] по вытеснению газа дистиллированной водой на вертикальных моделях несцементированного песчаника длиной 156 и 198 см. и внутренним диаметром 5 см., которые показали, что коэффициент газоотдачи существенно зависит от величины начальной газонасыщенности.
Из опытов проведенных в работе [108] по вытеснению газа водой при различных начальных давлениях от 2 до 20 МПа следует, что коэффициент газоотдачи не зависит от давления эксперимента.
Конструктивные особенности горизонтальных скважин
Поэтому необходимо использовать новые типы скважин и технологии, в частности горизонтальные и многоствольно-горизонтальные скважины для их освоения, что позволяет сократить сроки разработки и число скважин, увеличить период постоянного отбора газа. Для сокращения продолжительности разработки месторождения необходимо также уменьшение сроков вывода её не проектную мощность и в соответствии с новой продолжительностью разработки, своевременный ввод в эксплуатацию ДКС, а при необходимости и установок искусственного холода и т.д.
Наличие потребителей и соответствующих транспортных систем
Наличие потребителей и транспортных систем является весьма существенным фактором, ограничивающим величину годового отбора. Причем, если в составе добываемого газа содержится компонент, который является ограниченно потребляемым, то величина годового отбора газа может зависеть от годового спроса на этот компонент. Так, например, несмотря на очень удачное географическое расположение Астраханского газоконденсатного месторождения и на значительные ресурсы газа в нем, годовой отбор из этого месторождения составляет 0,3% от начальных запасов газа. Такой уровень отбора связан с возможностью потребления серы, добываемой вместе с углеводородами в виде сероводорода, содержание которого доходит до 30% в пластовом газе. В ряде случаев добыча газа из осваиваемого месторождения может быть использована только для местного потребления из-за отдаленности залежи как месторождения, ограниченностью запасов газа и другими факторами. Эти же причины и нецелесообразность строительства газопроводов с большой пропускной способностью, когда перспектива длительного транспорта газа в больших объемах невелика, становится ограничивающим фактором увеличения добывных возможностей месторождения и сокращения продолжительности разработки.
Продуктивность газоносных коллекторов и геологические особенности залежи, ограничивающие возможность сокращения продолжительности её разработки
Продуктивность газоносных коллекторов зависит от: их емкостных и фильтрационных свойств; величины депрессии на пласт с учетом возможности деформации пористой среды, разрушения призабойной зоны, образования в этой зоне гидратов и конуса подошвенной воды, а также от конструкций используемых для вскрытия пласта скважин. Естественно, что при сравнительно большой толщине газоносного пласта; высокой проницаемости; отсутствии возможности образования гидратов и конуса подошвенной воды; устойчивости коллекторов к деформации и разрушению продуктивность пластов сравнительно высокая. Но высокая продуктивность не может быть достигнута при небольших толщинах, низких проницаемостях пласта, близости и активности подошвенных вод, вскрытых вертикальными скважинами. В этих условиях обеспечение больших годовых отборов требует значительного числа вертикальных скважин, что приводит к нерентабельности освоения таких месторождений.
Тип использованных скважин
Ограничения на годовые отборы и на производительность вертикальных (наклонных) скважин, использованных при проектировании месторождения Медвежье с кустовым размещением, можно было объяснить отсутствием опыта освоения таких месторождений в трудных климатических условиях. Однако применение практически точно такого подхода к Уренгойскому, Ямбургскому, Заполярному и другим месторождениям в сеноманских отложениях при известной высокой перспективе других газовых месторождений вблизи этих залежей следует считать неоправданным. В проектах этих месторождений были заложены преднамеренно заниженные дебиты скважин и в определенной степени, опережающие разбуривание залежи. Предусмотренные проектом скважины к началу периода постоянной добычи газа смогли обеспечить годовой отбор более чем в 1,5 раза выше проектного.
На месторождениях со сравнительно небольшой толщиной и низкой проницаемостью, близкой подошвенной водой вертикальные скважины не могут быть высокопроизводительными и в таких случаях возможное рентабельное сокращение продолжительности разработки практически исключено.
Созданные за последние годы техника и технология бурения горизонтальных скважин позволили значительно увеличить производительность путем использования таких скважин при вскрытии маломощных пластов с низкой продуктивностью. Горизонтальные скважины из-за значительных размеров фильтра до нескольких тысяч метров (см. таблицу 2.1) и геометрических параметров дренируемой зоны, несмотря на существенное изменение забойного давления по длине горизонтального ствола могут обеспечить высокую производительность [4].
Одной из главных проблем использования возможности высокопроизводительных горизонтальных скважин являются пропускные способности ствола скважин с приемлемой величиной устьевого давления. Оценка пропускной способности ствола горизонтальных скважин при различных конструкциях, дебитах, глубинах залегания залежи и длинах горизонтального участка приведены в таблице 2.2. Как правило, низкая себестоимость добычи газа предопределяется не только производительностью скважин, но и начальным пластовым давление залежи, выбранной конструкцией скважины (диаметром и длиной обсадных колонн и фонтанных труб) и вводом дожимных компрессорных станций. При высокой производительности горизонтальных скважин и технической возможности бурения вертикальной части ствола диаметром обсадных колонн (1обс=0,203м и фонтанных труб ёфОНт=0,152м, даже высоко начальное пластовое давление при сравнительно больших глубинах не гарантирует необходимое устьевое давление для подготовки и транспортировки газа без ввода ДКС. Поэтому использование горизонтальных скважин без учета влияния пропускной способности ствола не может являться целесообразным и оправданным.
Годовые отборы газа и их влияние на продолжительность периода постоянной и падающей добычи газа
Величина Qs{t) зависит от большого числа факторов, в частности от: фильтрационных параметров газоносной зоны и ее формы; интенсивности отбора газа из месторождения; размеров водоносного бассейна и запасов упругой энергии водоносной зоны; изменения фильтрационных параметров газоносной зоны по контуру газоносности; параметра анизотропии газоносных пластов; применяемой системы разработки, вскрытия пластов и размещения эксплуатационных скважин; последовательности ввода в разработку высоко и низкопроницаемых участков залежи и т.д. Приближенные методы расчета объема вторгшейся воды при замене площади газоносности произвольной формы на круговую или полосообразную рассмотрены в работе [2].
Необходимо отметить, что в приближенном методе определения показателей разработки при учете продвижения воды в залежь подъем газоводяного контакта необходимо "размазывать" на всю площадь месторождения тем самым, допуская, что отбор происходит из всей залежи равномерно. В реальных условиях на продвижение воды в газовую залежь влияет несколько факторов, в частности: неоднородность залежи, наличие гидродинамической связи между пропластками, параметр анизотропии, размещение отдельных скважин или кустов, тип используемых скважин, создаваемая депрессия на пласт, сроки ввода в разработку отдельных участков залежи и т.д.
В приближенной методике определения основных показателей разработки величина забойного давления P,(t) принимается постоянной по всей длине фильтра. Такое допущение приемлемо, если интервал перфорации небольшой (несколько десятков метров). Например, в большинстве скважин Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и др. месторождений интервал перфорации достигает -80 м, поэтому величину P t) можно принимать постоянной. Если же интервал перфорации составляет сотни метров (толщина Оренбургского месторождения более 300 метров, а Карачаганакского около 1400 метров), то принимать величину забойного давления постоянной не приемлемо. При разработке месторождения горизонтальными скважинами, у которых длина интервала перфорации иногда достигает нескольких километров, этот вопрос будет иметь особое значение.
Еще один недостаток представленной методики заключается в использовании постоянных коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и Ьср , определенных по исследованиям проведенным на ограниченном числе скважин. Необходимо отметить, что на практике эти коэффициенты даже теоретически не могут быть постоянными, так как существуют погрешности, связанные с технологией и техникой исследования скважин и в процессе разработки изменяются свойства пористой среды и насыщающих ее флюидов, особенно при больших депрессиях на пласт. Особенно этот недостаток будет проявляться при использовании горизонтальных скважин.
При численном прогнозировании показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений исключается необходимость определения коэффициентов а и Ь, а связь между дебитом и депрессий устанавливается через заложенные при моделировании залежи или отдельных ее фрагментов проницаемости, пористости, насыщенности, толщины и другие параметры самой модели [2].
Следует подчеркнуть, что приведенный выше приближенный метод определения основных показателей разработки пригоден только для однородных изотропных газоносных пластов с постоянной толщиной. Если пласт состоит из нескольких неоднородных по проницаемости пропластков, то предложенная методика определения объема вторгшейся в газовую залежь воды становится неприемлемой. Использование приведенных выше формул и последовательности расчета, основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений для каждого из пропластков могут дать весьма некачественные результаты из-за того, что не учитывается взаимодействие высоко и низкопроницаемых пропластков. Если в многопластовой залежи нет взаимодействия пропластков, т.е. вертикальная проницаемость каждого пропластка равна квер=0, приведенные формулы могут быть использованы для каждого пропластка в отдельности.
В реальных условиях практически все месторождения представляют собой многослойную неоднородную залежь с чередованием высоко и низкопроницаемых пропластков, иногда разделенных непроницаемыми перемычками. Поэтому прогнозирование основных показателей многослойной неоднородной залежи приближенными методами практически невозможно.
Горизонтальные скважины в отличие от вертикальных, имеющих ограниченную возможность по длине вскрываемого продуктивного интервала, дают возможность: - увеличить длину вскрываемого интервала до нескольких тысяч метров; - вскрывать один или несколько пропластков в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств и запасов газа каждого пропластка одно или многоствольными горизонтальными скважинами; - перемещать сечение максимальной депрессии на пласт на горизонтальном участке ствола с помощью насосно-компрессорных труб.
Для прогнозирования основных показателей разработки при использовании горизонтальных скважин необходимо иметь данные по типу залежи, ее неоднородности по толщине, наличию гидродинамической связи между пропластками, параметрам анизотропии пропластков, последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков, размерам зон дренирования каждой отдельной скважины или куста скважин, конструкции горизонтального ствола: длина и диаметр фонтанных труб, и многие другие параметры пласта и скважины. Также необходимо знать изменение дебита горизонтальной скважины в зависимости от ее длины, депрессии на пласт, параметра анизотропии и расположения горизонтального ствола относительно кровли или подошвы пласта и контуров питания дренируемой зоны, а также степени вскрытия пласта. Максимальный дебит при заданных параметрах пласта и конструкции скважины имеет место при симметричном расположении ствола. Асимметричное расположение ствола приводит к снижению производительности скважины.
К настоящему времени не достаточно обоснована оптимальная конструкция горизонтального ствола. В приближенном виде влияние конструкции горизонтальной скважины на ее дебит можно учесть путем совместного решения уравнения притока газа к скважине и его движения по стволу [2].
Использование геолого-математических моделей фрагментов месторождений для обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций горизонтальных скважин
Разработка фрагмента по варианту 2Ь, который является аналогом варианта lb, осуществляется с применением вертикальных скважин с постоянным отбором газа в течение 12 лет. Из-за высокой проницаемости нижнего интервала в скважинах на 5-й год разработки изолируется нижний 5-й пропласток. Промежуточные значения коэффициентов газоотдачи по варианту 2Ь представлены в таблице 4.6. За 30 лет разработки из фрагмента залежи было отобрано около 66,7% запасов газа.
Следующим вариантом этой серии является вариант 2с, в котором залегание высоко и низкопроницаемых пропластков принято следующим образом: #ід7,8=569; Аз=284,6 и &5=113,8 мд. Работы по подъему забоя и изолирования нижних пластов в скважинах должны быть проведены на шестой год разработки, что позволяет из-за наличия плохопроницаемого 4-го пропластка предотвратить обводнение скважин. Постоянный отбор из фрагмента продолжается в течение 15 лет, газоотдача при этом достигает величины рг15=51,87% от начальных запасов газа. После периода постоянного годового отбора разработка ведется на режиме постоянной депрессии на пласт AP=const=0,8 МПа. Извлекаемые запасы за 20 лет разработки фрагмента составили около 60% балансовых запасов.
В последнем варианте 2d было принято следующее расположение пропластков по глубине Агі=113,8 мд, &3=284,6 мд и остальных пропластков 5,6,7,8=569 мд. После проведения на шестой год разработки изоляционных работ 5-го пропластка и подъема забоя скважин на 3-й газонасыщенный горизонт режим постоянной годовой добычи газа продолжается еще в течение 7 лет. За это время коэффициент газоотдачи достигает величины 3Г12=52,5% от запасов.
После периода постоянного отбора устанавливается режим постоянной депрессии AP=const=0,8 МПа. За 17 лет разработки отбирается около рг17«61% начальных запасов газа.
Невысокие коэффициенты газоотдачи (менее 70% от запасов газа) по представленным вариантам за весь период разработки фрагмента могут быть связаны с малой величиной депрессии на пласт или с большими удельными запасами, приходящимися на долю каждой скважины.
Проведенные математические эксперименты показали, что по вариантам 2а; 2Ь; 2с и 2d наличие плохопроницаемых перемычек (2-й и 4-й пропластки) исключали возможность совместного истощения всех газонасыщенных пропластков. Кроме того, подъем забоя скважин выше 4-го пропластка, и изолирование нижележащих газоносных горизонтов способствовали снижению средневзвешенного пластового давления без возможности его поддержания за счет вторжения воды. Вследствие этого конечные коэффициенты газоотдачи достигли не высоких значений (Ргшах«70% от начальных запасов газа).
Влияние длины горизонтального ствола на коэффициент газоотдачи при вскрытии фрагмента месторождения массивного типа, характеризующего приконтурную часть залежи
В классическом понимании степень вскрытия залежи вертикальной скважиной принято называть отношение толщины пласта, вскрытого вертикальным стволом к общей газонасыщенной толщине, т.е. /z = —s—. Применительно к горизонтальной скважине полнота вскрытия относится к длине горизонтального ствола Lr, его направлению и длине полосообразного пласта L. Полнота вскрытия определяется равенством Lr=L. В реальных условиях, как правило, Lr L.
Расстояние между нижним интервалом вскрытия и контактом газ-вода имеет решающее значение при освоении месторождений вертикальными скважинами. При освоении месторождений с подошвенной водой горизонтальными скважинами проблема расстояния от ГВК до горизонтального ствола становится менее значимой. Это связано с тем, что дебит горизонтальной скважины менее существенно зависит от расположения горизонтального ствола по толщине, и величину депрессии на пласт можно уменьшить за счет увеличения длины горизонтального участка. Асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине при вскрытии однородного пласта приводит к снижению производительности горизонтальных скважин [9].
Максимального дебита горизонтальная скважина, вскрывшая однородный пласт при заданном постоянном забойном давлении достигает при симметричном расположении горизонтального ствола по толщине. Перемещение ствола к кровле пласта приводит к снижению производительности горизонтальных скважин. Степень снижения дебита зависит от толщины пласта, т.е. чем больше толщина пласта, тем больше снижение дебита горизонтальной скважины при приближении ствола к кровле.
При наличии подошвенной воды и хорошей гидродинамической связи между газо- и водонасыщенными частями залежи, производительность скважины будет главным образом зависеть от расположения горизонтального ствола относительно ГВК, от величины допустимой депрессии на пласт, а также от абсолютной проницаемости, так как в этом случае величина создаваемой депрессии устанавливается исходя из расстояния от горизонтального ствола до ГВК.
Одним из преимуществ горизонтальных газовых скважин является слабая взаимосвязь между степенью вскрытия по толщине пласта и величиной допустимой депрессии на пласт. Как было отмечено выше, для горизонтальной скважины ее совершенство по степени вскрытия полосообразного пласта определяется не толщиной пласта, а длиной дренируемой зоны горизонтальной частью ствола. Допустимая величина депрессии на пласт, при которой дебит скважины достигает своего предельного значения, определяется положением ствола относительно ГВК. Поэтому при наличии подошвенной воды, данное преимущество позволяет свести к минимуму возможность обводнения скважины путем увеличения степени вскрытия пласта (длины горизонтального ствола) и перемещения ствола ближе к кровле с учетом регулируемой депрессии на пласт. Это позволяет повысить коэффициент газоотдачи пласта и надежность эксплуатации скважины.
Влияние длины горизонтального ствола на коэффициенты текущей и конечной газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора газа было изучено вариантами, представленными в таблице 4.7.
В таблице 4.7 наряду с исходными данными по перечисленным вариантам представлены схемы вскрытия пласта горизонтальным стволом.
Вариант 51 был выполнен для однородного пласта вскрытого горизонтальным стволом (см. рисунок 4.4) различной длины (Z,r= 1520; 920; 620 и 320 м) параллельно газоводяному контакту при высоких интенсивностях годового отбора составляющих 11% от начальных запасов. Величины депрессий выбраны исходя из принятых длин горизонтального ствола, с целью обеспечения заданного годового отбора газа. Следует подчеркнуть, что при небольшой длине ствола обеспечить высокий темп отбора возможно только при больших депрессиях на пласт. Значительная депрессия, как правило, приводит к осложнению эксплуатации скважин (в частности к обводнению).
