Помощничек
Главная | Обратная связь

...

Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ВЛИЯНИЕ НА НЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ



Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей.

В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты, с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяже­нии всего периода разработки обычно сопровождается сни­жением среднего пластового давления — более значительны­ми темпами при газовом режиме и менее значительными — при водогазонапорном.

Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в круп­ных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате, расположенные вблизи разрабатываемых, новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водона­порной системе. В одновозрастных отложениях также может наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, вы­ражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Одно из важных последствий падения пластового давле­ния — постепенное снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации. В отличие от нефтяных скважин снижение де­бита газовых скважин при падении давления происходит да­же при сохранении постоянной депрессии на забое скважи­ны. Это обусловлено нарушением линейного закона фильт­рации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.

При снижении пластового и забойного давлений возраста­ет величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-кол­лекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В резуль­тате ухудшаются коллекторские свойства пород и происхо­дит некоторое снижение дебита скважин.

При сниженном пластовом давлении во избежание погло­щений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продук­тивных пластов в бурящихся скважинах.

Одна из важных особенностей газовых залежей заключа­ется в том, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собой единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки в той или иной мере взаимодейству­ют. Это создает предпосылки для управления процессом раз­работки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его сни­жения.

Следующая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью газа, — высо­кие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать доста­точно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т.е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.

Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойно­го давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для увели­чения продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин посте­пенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 — 70 % извлекаемых за­пасов газа бурение скважин обычно прекращают.

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняю­щихся скважин при разработке нефтяных и газовых место­рождений. Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарас­тающей обводненности вплоть до 95 — 99%, после чего выво­дятся из работы. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработ­ке газовых залежей скважины, в которых появилась вода, выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действу­ющего фонда скважин за счет бурения. Это связано с осо­бенностями промыслового обустройства газовых месторож­дений.

Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием при­родных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважинных зонах, а затем и повсеместно в пласте начинаются фазо­вые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и частично остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффици­ента извлечения конденсата. Конденсат — ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для круп­ных по запасам газоконденсатных залежей, характеризую­щихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала кон­денсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.

Более приемлем первый метод, при котором в пласт на­гнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той лее залежи, в полном его объеме или частично, в зависи­мости от того, сколько нужно газа для поддержания пласто­вого давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого на­гнетание газа следует прекращать, нагнетательные скважины переводить в фонд добывающих и залежь разрабатывать как обычную газовую. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а так­же техническими сложностями реализации процесса.

Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конден­сата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяют ис­ходя из необходимости обеспечения возможно более про­должительного периода эксплуатации с максимальным уров­нем добычи газа.

Проблема достижения проектного коэффициента извлече­ния газа решается параллельно этим же количеством сква­жин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах зна­чительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлече­ния нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разра­ботки залежи.

Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными в конечном счете освещается значительно меньшим количест­вом скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использо­вать все возможные косвенные методы — гидродинамичес­кие, материального баланса и др.

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки сильно влияет их геолого-промысловая характе­ристика.

Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следо­вательно, на характер снижения дебита скважин. В свою оче­редь, это определяет масштабы и сроки бурения дополни­тельных скважин. При прочих равных условиях при водогазонапорном режиме пластовое давление снижается медлен­нее, чем при газовом режиме, с повышением активности за­контурной области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблаго­приятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причи­ной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.

Следует отметить, что по сравнению с нефтяными зале­жами в газовых, при проявлении в них напора контурных вод, существуют условия для более неравномерного переме­щения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неодно­родность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результа­те создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобре­тает регулирование отборов газа по толщине продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из ра­боты) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показыва­ет опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное пере­мещение воды, обусловленное неоднородностью пород, при­водит к увеличению потерь газа в недрах.

В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов значение коэффициента извлечения газа при во­донапорном режиме колеблется в довольно широком диапа­зоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллектор­ских свойств можно достичь высокого значения коэффици­ента извлечения, близкого к таковому при газовом режиме (0,9 — 0,95). При высокой геологической неоднородности ко­нечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.

Характер природного режима залежи и строение продук­тивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

В условиях газового режима при умеренной неоднородно­сти коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неодно­родном строении пластов, выражающемся в наличии в преде­лах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т.е. неравномер­ное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной ча­сти структуры.

При размещении скважин на газовой залежи с водогазонапорным режимом следует исходить из соображений обес­печения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дрени­рования всей газонасыщенной толщины пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин.

Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выражен­ные единые гидродинамические системы, даже в случае большой толщины продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разраба­тывать одной серией скважин, т.е. как единый эксплуатаци­онный объект. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной толщине как при газовом, так и при водо­напорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки. Такое решение обеспечивает большие возмож­ности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пластов в условиях пласто­вого строения залежи и относительно небольшой суммарной толщины пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект.

Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последу­ющих уплотняющих скважинах пласты вскрывают выборочно.

Значительно влияет на системы разработки и обустройст­ва газовых месторождений глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления (а именно в этих усло­виях наиболее вероятно проявление активного водогазонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влия­ет на начальные дебиты скважин и на динамику добычи газа из залежи.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержани­ем пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели разработки еще более уве­личивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздейст­вия на газоконденсатную залежь во многом будут определять­ся теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь, — размером залежи, ее тектониче­ским строением, коллекторскими свойствами пород, харак­тером и степенью макро- и микронеоднородности и др. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием "запечатывающего" слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных сква­жин во внутренней, а добывающих — во внешней части за­лежи. Этот вариант имеет следующие преимущества: направ­ленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эф­фективность процесса; отсутствие геологических предпосы­лок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи.

При хорошей связи газоконденсатных залежей с водона­порной системой, особенно при пологом залегании пластов, большие преимущества имеет вариант с размещением нагне­тательных скважин в периферийной части залежей, а добы­вающих — во внутренних частях залежей. Это обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добы­вающих скважин. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает воз­можность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетатель­ных скважин по площади.

Газоконденсатные залежи с применением заводнения мо­гут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающей достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целе­сообразно законтурное заводнение, на больших — внутриконтурное — площадное или с расположением нагнетатель­ных скважин рядами.

Влияние геологической неоднородности пластов на разра­ботку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухо­го газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увели­чению его продолжительности и требует значительного сум­марного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

Большое влияние на выбор системы разработки газовых и газоконденсатных залежей, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т.е. ус­тойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы — слабосцементированные и с легко разрушающимся глинистым цемен­том. Разрушение пород особенно активизируется при обвод­нении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируе­мых пластов специальных фильтров, проведением мероприя­тий по управлению процессом разработки для продления пе­риода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее уве­личение количества скважин для обеспечения заданной дина­мики добычи газа.

Как видно из изложенного, геологические факторы ока­зывают большое влияние на выбор системы и условия разра­ботки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о воз­можных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными влияют такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответству­ющая ему скорость снижения пластового давления, требую­щийся комплекс промысловых сооружений и необходимые сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.

Так же, как и по нефтяным месторождениям, рациональ­ные системы разработки газовых месторождений, учитыва­ющие весь комплекс факторов, обосновываются путем газо­гидродинамических расчетов нескольких вариантов разра­ботки, наиболее полно учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального ва­рианта по результатам сравнения их технико-экономических показателей. Эти вопросы рассматриваются в курсе "Раз­работка нефтяных и газовых месторождений".

 

Глава X

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.