Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
начальные термобарические условия месторождения;
размеры, геометрия и тип (пластовый, массивный, массив-но-пластовый) месторождения;
глубина залегания пластов, этаж газоносности;
коллекторские свойства газо- и водонасыщенных пород, изменение фильтрационных, емкостных свойств и удельных предельных энергосберегающих дебитов по разрезу площади залежи;
упругие и деформационные, а также прочностные свойства пород-коллекторов;
характеристика водоносных пластов и бассейна.
К технико-технологическим факторам относятся следующие:
способ разработки (истощение, сайклинг-процесс, перепуск из горизонта в горизонт, перевод газоконденсатных залежей в газовые путем закачки газа, приводящей к изменению фазовой диаграммы газоконденсатной смеси, разработка газоконденсатных месторождений на истощение с получением в качестве товарной продукции конденсата и консервацией (закачкой) сухого газа в вышележащие газовые или водоносные пласты);
темпы отбора газа из месторождения и распределение его по отдельным участкам, блокам, залежам;
200
количество и размещение скважин, время и последовательность ввода их в эксплуатацию;
возможность регулирования отработки пластов, продвижения пластовых вод;
для многопластового месторождения — система разделения залежей по объектам эксплуатации;
Экономические факторы:
цены на газ и конденсат;
капитальные вложения в разработку месторождения;
эксплуатационные расходы на эксплуатацию скважин, промыслового оборудования и ДКС.
Экономическим критерием прекращения разработки месторождения является равенство текущих эксплуатационных затрат и выручки от реализации продукции.
4.10.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ
По количеству начальных геологических запасов газа месторождения подразделяются на группы:
уникальные и крупные — более 500 млрд. м3 и от 30 до 500 млрд. м3 соответственно;
средние — от 1 0 до 30 млрд. м3;
мелкие — до 1 0 млрд. м3.
По типу резервуаров залежи различаются в основном как пластовые и массивные.
По сложности геологического строения выделяются месторождения:
простого строения, связанные с ненарушенными или сла-бонарушенными структурами, выдержанными продуктивными пластами по площади и разрезу;
сложного и очень сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью пластов, литологическими замещениями и тектоническими нарушениями.
По содержанию конденсата месторождения подразделяются на группы:
месторождения с малым содержанием конденсата (менее 50 г/м3) и газоконденсатные месторождения со средним содержанием конденсата(от 50 до 250 г/м3);
газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата (более 250 г/м3).
По типу коллектора залежи подразделяются на:
с поровым коллектором, в котором фильтрационные про-
201
цессы связаны с поровой составляющей общей пустотности вмещающих пород;
с условно непоровым коллектором (трещинным, трещин-но-поровым, трещинно-каверновым, смешанным).
По значению проницаемости месторождения можно условно разделить на высоко- и низкопроницаемые с граничным значением 0,01 мкм2 (0,01 мД).
Важным фактором является значимость прочностных, упругих и деформационных свойств пород и залежей при разработке. К группе условно деформирующихся относятся залежи в коллекторах порового типа, уменьшение объема пустот в которых к концу истощения составит более 5 % от начального значения. Для залежей в непоровых коллекторах граничное значение соответственно составляет 20 %.
Одним из наиболее определяющих факторов, влияющих на газоотдачу залежей (месторождения), является режим разработки залежи — газовый или водонапорный.
По способу разработки месторождения делятся на:
разрабатываемые истощением;
разрабатываемые с использованием методов поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перепуск газа из одного горизонта в другой, перевод газоконденсатных месторождений в газовые и др.).
Многопластовые месторождения подразделяются на:
каждая залежь эксплуатируется своей сеткой скважин;
несколько залежей, объединенных в один объект разработки, эксплуатируются единой сеткой скважин.
4.10.2. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (ГАЗООТДАЧИ)
Для газовых залежей при отсутствии забалансовых запасов и разрабатываемых при газовом режиме коэффициент извлечения газа
Пг = 1 , (4.46)
где рн/ги и p/z — среднее пластовое давление в залежи соответственно в начале и конце разработки, деленное на соответствующий коэффициент сверхсжимаемости.
Пластовое давление рпл в зоне скважин в конце разработки определяется по минимальному давлению рг на головке скважины и дебиту газа Q по формулам:
при Q <
202
pm = -J p>2S + aQ + 9Q2; (4.47)
при Q >
Pпл =лІp>2s + aQ + bQ(Q - Q4,) + 9Q2, (4.48)
где
Q = Q - ln -QL;
0,03415P1; 9 = 1,3 • 10-2 — z срТср(е2в
cp cp d
a, b, X, d, L, Тср — средние для залежи коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны, коэффициент гидравлического сопротивления НКТ, диаметр НКТ и температура газа в стволе скважины; — коэффициент сверхсжимаемости газа в скважине; Q4, — критический ( энергосберегающий) дебит.
