Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Было рассмотрено влияние указанных факторов на динамику рабочих дебитов скважин на основе численного решения уравнения плоской фильтрации газа [13].
Расчеты проводились для метана и смеси газа, содержащего, кроме метана, 20 % H2S и 20 % СО2. В обоих случаях значения вязкости и коэффициента сверхсжимаемости от давления в диапазоне снижения давления от р0 = 63 МПа до р = = 25 МПа достаточно точно аппроксимируются линейной зависимостью
н(р) = а и + 1^р; 2(р) = а z + ? z(р).
Начальная проницаемость составляет 100 мкм2, пористость — 10 %. Гипотетическая модель принята в виде квадрата со стороной 2500 м и центрально расположенной скважиной, эксплуатируемой с постоянной депрессией А р = = 10 МПа. Расчеты проводились для коллекторов различных типов, отличающихся коэффициентами kk и km.
Динамика дебитов скважин для метана и смеси представлена соответственно на рис. 8.6 и 8.7, из которых видно, что для метана начальный дебит значительно выше, чем для смеси. Так, в рассмотренном случае для метана он почти в 2 раза выше дебита для смеси. Однако темп снижения дебита для метана значительно больше.
Кроме этого, для метана характерно снижение дебита для любого рассмотренного типа коллектора. В то же время для смеси характер изменения дебита существенно зависит от степени сжимаемости породы.
В зависимости от степени деформируемости горных пород при снижении пластового давления дебит скважин может изменяться в широких пределах. В условиях упругопластич-ных и пластичных деформаций дебит скважин резко снижается. В слабосжимаемых и несжимаемых коллекторах деби-ты скважин, дренирующих залежи со сложным составом газа, могут при постоянной депрессии на пласт даже возрастать в течение определенного времени. Это объясняется из-
367
Рис. 8.6. Динамика дебита скважин для метана при различных кк, МПа-1:
1 — 0; 2 — 2-10—2; 3 — 4-10—2
менением физических свойств природного газа — снижением вязкости и изменением коэффициента z.
Глубокие депрессионные воронки, характерные для низкопроницаемых коллекторов, могут резко понижать добыв-ные возможности скважин из-за быстрого снижения пластового давления (особенно в первый период), выпадения конденсата в пласте и возможного "запирающего" эффекта, уп-ругопластичных деформаций коллектор а. Поэ тому один из главных принципов размещения скважин — максимальное и
Рис. 8.7. Динамика дебита скважин для смеси при различных кк, МПа-1:
1 — 0; 2 — 0,6-10—2; 3 — 0,8-10—2; 4 — 10—2; 5 — 2-10—2; 6 — 4-10—2—
368
скорейшее использование зоны эксплуатационного разбуривания с тем, чтобы добиться быстрого выявления участков с наиболее высокой продуктивностью, минимального снижения пластового давления по площади, использования площадных перетоков газа из охранных, пойменной и периферийных зон.
Предложенная система размещения скважин учитывает также возможность перехода к частичному поддержанию пластового давления.
Для Астраханского месторождения с некоторой дифференциацией распределения основных составляющих пласто-
369
50 40 ЗО 20
10
О 10 20 ЗО 40 50 Ьрм
Рис. 8.9. Профили давления на различные даты разработки АГКМ. Год разработки:
1 — 4-й; 2 — 9-й; 3 — 14-й
вого сырья (сероводорода и тяжелых углеводородов) при размещении скважин должно учитываться и их содержание по площади, чтобы обеспечить газохимический комплекс с ырьем заданного состава. При помощи площадной модели Астраханского месторождения был рассмотрен вопрос о распространении зоны дренирования и влиянии площадных перетоков из пойменной и охранных зон.
На рис. 8.8 и 8.9 приведены расчетная карта изобар на 4-й год разработки и профили давления на различные даты.
8.4. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Карачаганакское месторождение (КНГКМ) рассматривается как базовое по добыче жидких углеводородов. Способ р аз-р аботки КНГКМ должен обеспечить оптимальные ср оки загрузки газохимических комплексов сырьем и достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения жидких углеводородов из недр. Это требует одновременной добычи нефти и конденсата и применения методов поддержания пластового давления.
Для газоконденсатной части пласта реализация обратной
370
закачки газа на КНГКМ представляется наиболее предпочтительной. Этой точки зрения придерживаются ведущие специалисты [6].
В мировой практике газ — наиболее апробированный агент. Необходимое количество сухого газа для закачки в пласт можно получить с Оренбургского ГПЗ и из магистрального газопровода Оренбург—Новопсков. Концепции применения способов поддержания давления на месторождении сводились к следующему.
Система размещения и вскрытия скважин должна быть достаточно гибкой и допускать ее перестроение по мере уточнения информации.
Период ОПЭ используется для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовки систем поддержания пластового давления.
Разработка КНГКМ проводится в два этапа. На первом (период ОПЭ) проводится разработка на истощение с подачей добываемого сырья на ОГПЗ. На втором этапе промышленной эксплуатации начинается обратная закачка сухого газа в пласт компрессорами высокого давления.
