Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

природный

газ +

азот

Рис.

5.66. Схема

вытеснения

азотом

защемленного

водой

природного

газа.

Микроцелики

защемленного газа: а — в неподвижной зоне, б — в

рационного

канала"

пределах "фильт-

емым азотом водогазовой смеси, тем соответственно большим должен

быть удельный расход азота на вытеснение защемленного газа. Однако

эксперименты не дают основания говорить о заметной зависимости этого

параметра от проницаемости породы (рис.

5.68).

100

80 -

60 -

40 •

20 •

1 • i И

A. I

Рис.

5.67. Зависимость фазовых

проница-

емостей

от

насыщенности

жидкостью

перового

пространства

несцементиро-

ванных

песков:

— фазовые проницаемости для газа

воды; области насыщенностей и про-

ницаемостей: / — для пласта в целом,

— для "фильтрационного канала"

20 40

60 80 100 S, %

60 80 100

Объем

отбора,

% от

объема

пор

120 140

Рис.

5.68.

Удельный

расход азота при

добыче

остаточного

газа:

/-5 - см. рис. 5.64

601

Анализируя физическую эффективность закачки азота в обводненный

газовый пласт,

следует

иметь в

виду,

что извлечение защемленного газа —

лишь

одна из целей этого метода воздействия на пласт. Кроме вытеснения

защемленного углеводородного газа закачка азота позволяет вытеснить

часть свободного газа из необводнившейся области пласта, а также благо-

даря поддержанию давления стабилизировать фонд добывающих скважин,

замедляя их обводнение и сохраняя продуктивность. Это необходимо учи-

тывать, оценивая удельный

расход

азота на добычу защемленного газа.

Удельный

расход

азота к моменту отбора 100 % объема пор продукции

составляет

6-10м

/м

метана, если условно весь

расход

азота отнести на

добычу только защемленного газа (см. рис.

5.68).

При оценке эффективно-

сти закачки азота на натурном объекте воздействия

следует

количество

закачанного азота "разнести", рассчитав также эффект воздействия в фор-

ме вытесненного из пласта свободного газа и в форме дополнительной до-

бычи газа за счет сохранения фонда скважин и их продуктивности.

Таким

образом, физические основы технологии нагнетания азота в

пласт заключаются в создании более благоприятных, чем при доразработке

на

режиме истощения, гидродинамических и термобарических условий в

залежи, обеспечивающих повышение газоотдачи благодаря вытеснению как

защемленного, так и свободного низконапорного газа. Технико-

технологическими результатами воздействия на обводняющуюся залежь

азотом являются также замедление темпа дальнейшего обводнения скважин

продление периода активного функционирования газодобывающего

предприятия.

По

инициативе автора данной работы группой специалистов

ВНИИ-

ГАЗа

и "Надымгазпрома" подготовлены технико-экономические соображе-

ния

применения описанной технологии на месторождении Медвежье. Тех-

нико-экономическая

оценка свидетельствует о целесообразности реализа-

ции

технологии на этом объекте, что явится важным прецедентом расши-

рения

масштабов процессов воздействия на углеводородсодержащие плас-

ты с целью повышения эффективности их разработки.

5.6.2

Влияние

эффекта выделения растворенного

пластовой воде газа на процесс обводнения

сеноманских

залежей месторождений Севера

Западной

Сибири

По

результатам гидрогеологических исследований [23, 43] подошвенные во-

ды Медвежьего, Уренгойского и

других

месторождений являются газона-

сыщенными,

причем давления насыщения воды газом практически равня-

ются пластовым для данной глубины залегания водоносного слоя. О пре-

дельном насыщении пластовых вод газом вблизи газоводяного контакта

свидетельствует интенсивный, устойчивый на протяжении ряда лет барбо-

таж газа в колоннах законтурных пьезометрических скважин (например,

скв.

6 и 15 месторождения Медвежье). Такой неоспоримый факт, как от-

сутствие на всем севере Тюменской области

"пустых

ловушек", является

602

косвенным

доказательством того, что сеноманский водоносный комплекс

предельно насыщен по всей толщине. При разработке газового месторож-

дения

происходит снижение давления в водоносной области, что приводит

выделению газа из воды. Так как относительный объем выделившегося в

пластовых условиях газа незначителен по сравнению с объемом пор (до

нескольких процентов), он остается неподвижным и не влияет на фазовую

проницаемость породы при фильтрации через нее воды. Но этот выделив-

шийся

газ из-за больших объемов водоносного пласта под газовым плас-

том и в непосредственной близости от поверхности первоначального газо-

водяного контакта существенно влияет на объем воды, вытесняемой в га-

зовую залежь.

Увеличение упругоемкости водоносного бассейна за счет выделения

газа из воды можно

учесть

введением в уравнение фильтрации фиктивной

переменной

пористости, уменьшающейся с падением давления.

При

прогнозировании внедрения воды в

газовую

залежь обычно учи-

тывают только сжимаемости воды и породы. Механизмом фильтрации за

счет разгазирования без каких-либо оценок обычно пренебрегают.

Расчеты показывают, что при газонасыщенных пластовых

водах

де-

лать этого не

следует,

так как существенно занижаются объемы внедряю-

щейся

воды, особенно на завершающей стадии разработки. В табл. 5.21

приведены абсолютные объемы воды (в см

• 10

), вытесненные за счет раз-

личных факторов из 1 см

пористой породы водоносного бассейна сено-

манских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское и др.) при

снижении

давления в водоносной зоне, непосредственно прилегающей к

поверхности первоначального газоводяного контакта. Из приведенных в

табл. 5.21 данных об объемах пластовой воды, вытесняемой в газоносный

пласт за счет различных физических факторов, видно, что основной вклад

эти объемы, особенно в зоне под поверхностью первоначального газово-

дяного контакта, вносит газ, выделенный из пластовой воды.

Нельзя

не учитывать этого явления при прогнозировании обводнения

сеноманской

залежи на завершающем этапе разработки. Игнорирование

эффекта

разгазирования приводит к занижению темпов обводнения на за-

вершающей стадии разработки и завышению коэффициента конечной га-

зоотдачи. Если коэффициенты сжимаемости пластовой воды и породы ос-

таются практически постоянными на протяжении всего периода разработ-

ки,

то коэффициент сжимаемости за счет разгазирования существенно за-

висит от давления и изменяется пропорционально множителю

(р

/р—

1)> где

Таблица

5.21

Объем

вытесненной

воды

см

-10

из 1 см

пористой

породы

(коэффициент

пористости

0,28)

При

паде-

нии

давле-

ния

в дан-

ной

точке

водоносного

пласта на

величину,

МПа

За

счет выделения газа из пластовой воды

вблизи

поверх-

ности

первона-

чального

ГВК

0,78

2,00

4,06

8,30

водоносном горизонте на

глубине от ГВК

300 м

0,22

0,51

0,93

1,6

500м

0,17

0,43

0,76

1,24

2500

0,12

0,27

0,44

0,66

За

счет

сжимае-

мости

пласто-

вой

воды

0,25

0,50

0,76

1,01

За

счет сжимаемос-

ти породы

По

теории

упругого

режима

нелокаль-

ной

0,10

0,19

0,29

0,39

локаль-

ной

0,19

0,39

0,58

0,78

603

— начальное давление пластовой воды в некоторой точке водоносного

горизонта, р — текущее давление в той же точке. Поэтому эффект разга-

зирования

слабо проявляет себя на начальной стадии разработки, когда

текущее давление р близко к начальному р

и приведет к интенсивному

обводнению при малых значениях р по отношению к р

. По этой причине

массивные сеноманские залежи, подстилаемые мощными газонасыщенны-

ми

водоносными горизонтами, нельзя

будет

с целью повышения газоотдачи

разрабатывать до пластового давления в несколько атмосфер, так как при

этом резко снизится пластовое давление в водоносной зоне, и в

результате

обвального обводнения из-за разгазирования ни о каком увеличении газо-

отдачи не может быть и речи. Поэтому для достижения высокого

коэффи-

циента конечной газоотдачи эффективнее разрабатывать сеноманские за-

лежи месторождений Севера Западной Сибири с поддержанием пластового

давления в газовой залежи на некотором уровне, определяемом технико-

экономическими

расчетами. Это можно сделать либо резким сокращением

отборов газа, что окажется малоэффективным, либо закачкой инертного

газа в продуктивный пласт.

5.6.3

Модель фильтрации подошвенных вод

в газовую залежь, учитывающая выделение

растворенного газа, при значениях

газонасыщенности, не достигающих порога

подвижности газовой фазы

Такие месторождения, как Медвежье, Уренгойское и другие, представляют

собой вытянутые антиклинальные складки с отношением осей, примерно

равным 1 :6. Для упрощения решения можно рассматривать поперечные

сечения, ортогональные длинной оси, и

задачу

притока подошвенной воды

сформулировать как профильную

двухмерную

плоскую с

учетом

силы тя-

жести.

Для оценки нижней границы объема внедренной воды

задачу

можно

свести к одномерной, ограничив объем водоносной зоны объемом, распо-

ложенным непосредственно под площадью газоносности (рис.

5.69).

Как

уже было сказано, при неподвижной газовой фазе может быть

предложена модель фильтрации с переменной фиктивной пористостью,

изменяющейся за счет выделения газа, остающегося в порах в месте выде-

ления.

Объем газа V, выделившийся из единицы объема жидкости и приве-

денный к давлению р и температуре в той точке, где это произошло, опре-

делится по формуле

у _

где р

— начальное пластовое давление на поверхности первоначального

газоводяного контакта; Н — толщина водоносного слоя; Z — вертикальная

координата (см. рис.

5.69);

р — плотность пластовой воды; д — ускорение

604

Рис.

5.69.

Схема

внедрения

воды

газонасыщенную

зону

пласта

силы тяжести; р = p(z, t) — пластовое давление в точке с координатами Z

Z(Pl

где а — аналог коэффициента растворимости Генри; Z — коэффицент

сжимаемости; Г — абсолютная температура.

Индекс

"пл" относится к пластовым условиям, "ст" — к стандартным.

Переменная

пористость в этом

случае

ф = ф

(1 — V), где ф

— началь-

ная

эффективная пористость.

Подставляя полученное значение переменной пористости в уравнение

неразрывности и произведя необходимое дифференцирование, получаем

нелинейное

уравнение фильтрации несжимаемой жидкости при условии

выделения из нее растворенного газа, оставшегося неподвижным:

д (К dp\

dz{)idZ

Эр

dt'

(5.1)

Уравнение (5.1) решается при следующих краевых условиях:

1) при t = 0 р = р

+ (Н - Z)pg;

2) при z — 0 — = 0 (на подошве водоносного пласта).

605

При

Z = Н р = p(t) (на

поверхности первоначального газоводяного

контакта).

Давление

p[t)

определяется падением давления

газовой зале-

жи.

Разностный аналог уравнения

(5.1)

запишется

виде следующей неяв-

ной

схемы

соответствующими краевыми условиями:

flfi

ЗР/"'

+ Pfi _ Qft, +

(Н-

г)рдг]ф

р!-*

-р!

(52)

ИЛ

( Л

где

Лит —

шаги

по

координате

времени соответственно.

Схема абсолютно устойчива. Система

(5.2)

легко решается методом

прогонки.

программе

множителю

при

производной

от

давления

по

времени

уравнении

(5.1)

добавлено слагаемое

[5 +

Р„

]

= 1,74510~

учитывающее

сжимаемость породы

минерализованной газированной воды.

Расчеты показывают,

что

пренебрежение этим слагаемым практически

не изменяет конечные результаты общих объемов притока воды

залежь,

так

как

основной вклад

этот процесс вносит разгазирование пластовой

воды.

По

этой причине

при

проведении адаптации модели

реальным усло-

виям можно считать,

что

весь объем фактически внедрившейся воды

от-

фильтровался

за

счет механизма выделения газа

при

снижении давления

водоносной зоне.

Для принятой модели притока воды

залежь необходимо знать значе-

ние

коэффициента проницаемости

направлении, перпендикулярном

на-

пластованию.

По

исследованию

на

кернах

для

коллекторов сеноманских отложений

проницаемость

вертикальном направлении примерно вдвое меньше

про-

ницаемости

по

напластованию.

Но

брать

для

расчетов значение средней

вертикальной проницаемости, равное половине средней

по

месторожде-

нию,

было

бы

ошибкой.

На

самом

деле

процесс фильтрации

вертикальном направлении

в во-

донасыщенном массиве

под

месторождением происходит

по

более слож-

ной

схеме.

Водонасыщенный пласт представляет собой частое чередование

про-

ницаемых

непроницаемых пропластков

самыми разными толщинами

протяженностями

по

напластованию, поэтому поднимающаяся

из

глубины

поверхности первоначального газоводяного контакта вода обходит

не-

проницаемые прослои,

так что

отдельные частицы воды движутся

по

сложным траекториям

общая длина пути, проходимая каждой частицей

до

ГВК, во

много

раз

превышает расстояние

от ГВК до той

точки,

из ко-

торой

она

начала движение.

Такое удлинение пути

при

адаптации модели можно компенсировать

уменьшением толщины водоносного слоя

снижением среднего значения

коэффициента

проницаемости

вертикальном направлении.

Из-за

малых линейных скоростей фильтрации воды (3 —5)-10~

м/с

потери

на

трение оказываются исчезающе малыми,

и,

следовательно,

об-

щие объемы внедрившейся воды должны незначительно зависеть

от

коэф-

фициента проницаемости

и при

прочих равных условиях (давлениях

на

поверхности первоначального

ГВК,

объема растворенного

воде газа

др.)

основном определяться толщиной водоносного слоя. Последнее

об-

606

стоятельство

облегчает

достоверность прогнозного моделирования, так как

представления о толщине водоносного горизонта бывают более обосно-

ванными,

чем о средней проницаемости в вертикальном направлении при

чередовании хорошо и плохо проницаемых пропластков.

5.6.4

Моделирование макронеоднородности коллекторов

сеноманских отложений

Продуктивные пласты и водоносные горизонты сеноманских отложений

представляют собой массивы проницаемых песчаников и алевролитов, вну-

три которых примерно в горизонтальном направлении размещаются пре-

рывистые непроницаемые прослои. При фильтрации подошвенной воды из

глубины водоносного горизонта в газонасыщенную часть пласта вода об-

ходит

непроницаемые включения и, если размеры непроницаемых пропла-

стков вдоль напластования велики (десятки и сотни метров), то при

обходе

их создается значительное дополнительное сопротивление.

Учесть

это до-

полнительное сопротивление можно введением псевдопроницаемости в

вертикальном направлении, значительно меньшей, чем реальная проницае-

мость в этом направлении для проницаемых песчаников и алевролитов.

Получить представление об этой псевдопроницаемости можно

путем

построения некоторой модели неоднородности коллектора, которая бы

отражала самые существенные ее характеристики.

описывается построение одного из вариантов такой модели.

Неоднородность моделируется системой

чередующихся

непроницаемых

слоев (на рис. 5.70 — они показаны штриховкой), причем один непрони-

цаемый слой представляет собой сплошную пластину с круговыми отвер-

стиями,

другой

— состоит из отдельных непроницаемых дисков. Неза-

штрихованные объемы

между

слоями заполнены проницаемыми породами.

Чередуясь в зеркальном отображении, эти пары непроницаемых слоев

с проницаемыми

между

ними породами

образуют

весь массив коллектора.

При

принятой модели неоднородности можно получить

следующую

формулу для отношения потерь давления при наличии непроницаемых уча-

стков к потерям давления при их отсутствии:

где т) — песчанистость пласта; % — доля "литологических

окон"

на геоло-

гическом срезе; &, и к

— проницаемость пласта по керну в вертикальном

горизонтальном направлениях соответственно; F, — средняя площадь

проницаемых участков; Л

— средняя толщина этих участков.

Сделаем оценку коэффициента | — увеличения потерь на трение при

фильтрации в вертикальном направлении для коллекторов сеноманских

отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское).

Этот же коэффициент \ показывает, во сколько раз необходимо

уменьшить вертикальную проницаемость, чтобы получить то же сопротив-

ление при фильтрации для масштабов одномерной вертикальной фильтра-

607

Непроницаемые

диски

Пластины

круговыми

отверстиями

Рис. 5.70.

Модель

неоднородного

пласта-коллектора

ции,

превосходящих масштаб средней площади проницаемых участков F, и

ее средней толщины Л

Для расчета приняты следующие исходные данные:

Л = 0,7; % = 0,45; kjk

= 0,5; F, =

310

;

= 6,6 м.

Площадь F, и толщина h

приняты по исследованиям СЕ. Ершова [8].

Для принятых данных | « 171.

Если

положить

/к

= 0,77, то значение | « 260.

Следовательно, если средняя проницаемость в горизонтальном направ-

лении

для сеноманских коллекторов равна

0,610~

(600 мД), то при

к,/к,

= 0,5 вертикальная проницаемость равна

0,310~

(300 мД), а

"псевдопроницаемость" в том же направлении

(300/171)10"

= 1,75 х

х10"

(1,75 мД), для А,/£

= 0,77 вертикальная "псевдопроницаемость"

будет

равна

1,7810"

(1,78 мД).

Так

как в обводненной части пласта остаточная газонасыщенность

изменяется

от 0,25 до 0,40, то при расчетах фильтрации как воды, так и

закачиваемого азота в последующем использовались фазовые проницаемо-

сти,

на значения которых умножались полученные абсолютные псевдопро-

ницаемости.

5.6.5

Прогнозирование

обводнения сеноманской залежи

месторождения Медвежье с использованием модели,

учитывающей выделение из пластовой воды

растворенного газа

Используя описанную выше модель фильтрации подошвенных вод в газо-

вую залежь, учитывающую выделение растворенного газа, и оценку псев-

допроницаемости в вертикальном направлении, полученную в предыдущем

разделе, можно предложить

следующую

схему

прогнозирования обводне-

ния

сеноманской залежи.

1. С использованием выведенного нелинейного уравнения, описываю-

щего фильтрацию воды с выделяющимся из нее газом, в которое введено

значение

вертикальной псевдопроницаемости, для характеристик конкрет-

ного месторождения рассчитывается таблица суммарных объемов пласто-

вой

воды (в м

), профильтровавшейся через один квадратный метр поверх-

ности

первоначального газоводяного контакта в зависимости от изменения

пластового давления на контакте. Таблица рассчитывается для давлений на

контакте в диапазоне от начального до давления в момент завершения раз-

работки.

2. Используя данные рассчитанной таблицы, прогнозные значения из-

менения

пластового давления и площади отдельных участков поверхности

первоначального газоводяного контакта, нетрудно определить общие объе-

мы пластовой воды, внедрившейся в залежь. Многочисленные расчеты по

модели показали, что объемы внедряющейся воды в основном зависят от

пластового давления на первоначальном газоводяном контакте и весьма

незначительно от темпа изменения этого давления (в тех диапазонах темпа,

которые

существуют

в реально разрабатываемых месторождениях).

Далее был сделан прогноз внедрения подошвенной воды в продуктив-

ную залежь месторождения Медвежье на

01.01.95.

Дата, на которую проведена оценка, объясняется наличием в "Проекте

разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней

стадии эксплуатации", выполненном институтом ТюменНИИгипрогаз, кар-

ты изобар и подъема ГВК на

01.01.95.

На карту изобар были нанесены ли-

нии

равного подъема ГВК. Это позволило в любой точке первоначальной

поверхности ГВК найти давление на

дату

составления обеих карт путем

сложения пластового давления по карте изобар и давления столба воды

поднявшегося ГВК.

Зону

каждого УКПГ разделили на несколько подзон, в каждой из ко-

торых без больших погрешностей можно было использовать среднее дав-

ление на поверхности первоначального ГВК. По среднему давлению для

каждой подзоны находили объем профильтровавшейся пластовой воды в

/м

, который умножали на площадь соответствующей подзоны. Эту опе-

рацию проводили по каждой подзоне и затем все результаты суммировали,

давая общий приток по УКПГ.

Общий

объем внедрившейся воды по зонам УКПГ 1—7 оказался на

20% меньше, чем объем, определенный на ту же

дату

(01.01.95)

в указан-

ном

выше "Проекте...".

Таблица 5.22

Объемы

внедрившейся подошвенной воды по зонам

УКПГ

месторождения Медвежье

(млн.

)

Номер

УКПГ

Итого

На

01.01.95

Данные

Тю-

менНИИги-

прогаза

375

555

450

655

185

340

170

2730

Расчет

по

методике

настоящей

работы

496

268

370

367

507

240

288

2479

На

01.01.96

По

данным

НТЦ

ООО

"Надымгаз-

пром"

397

310

404

495

233

208

166

2213

Прогноз

на

конец

2010 г.

ТюменНИИ-

гипрогаз

749

853

1233

1323

486

643

428

5715

Расчет

по

методике

настоящей

работы

1016

370

1047

965

1220

701

758

6077

Учитывая

ту

минимальную фактическую информацию

строении

физических свойствах водоносного горизонта, которая была использо-

вана

для

оценки вертикальной псевдопроницаемости, решено было провес-

ти адаптацию модели

по

данным фактического обводнения месторожде-

ния.

Такая

адаптация была осуществлена

по

данным "Проекта..." Тюмен-

НИИгипрогаза

на

01.01.95.

Результаты расчетов

по

адаптированной модели

приведены

табл.

5.22.

Оказалось,

что

лучшее

совпадение расчетных

фактических данных

дает

значение вертикальной псевдопроницаемости,

равное

3,510~

Для

этого значения построен график суммарного объе-

ма пластовой воды

(в м

профильтровавшейся через

1 м

поверхности

первоначального

ГВК в

зависимости

от

пластового давления

(рис.

5.71).

График

использовался

при

расчете данных табл.

5.22.

Следует

отметить,

что так

называемые "фактические" данные

об объ-

емах

внедрившейся воды приводятся авторами "Проекта..."

без

оценки

по-

грешности,

которой

они

определены

которая может быть весьма

зна-

чительной

при

построении карт подъема ГВК,

так как

прямые измерения

справедливы только

для

меньшей части площади месторождения,

приток

подошвенных

вод

зависит

от

падения давления

по

всей площади

и от раз-

меров этой площади.

В справедливости этого замечания можно убедиться, сопоставив

дан-

ные

об

объемах

внедрившейся воды

на

более позднюю

дату

(01.01.96

г.),

6 5 4 3 2 1

Давление

на

первоначальном

ГВК

(р

пк

МП

Рис.

5.71. Суммарный объем пла-

стовой воды, м

, профильтровав-

шейся через 1 м

поверхности

первоначального ГВК месторож-

дения Медвежье, как функция

пластового давления на этой по-

верхности.

Толщина

водоносного

слоя

1500 м,

псевдопроницаемость

3,5-10"

ею