CC BY
15
образования) - нефтеконденсаты плотностью 0,8-0,76 г/см5 с высоким содержанием метаново-нафтеновых компонентов и газов (Брусянское, Каравайское, Тулумбасовское месторождения Уткинско-Серебрянской впадины); четвертая (зона жесткого высокотемпературного газообразования) - газы (Бухаровское, Сухореченское, Кедровское месторождения Уткинско-Серебрянской впадины).
Проведенный по комплексу показателей анализ позволил выделить в пределах ККСВ зоны с различным фазовым состоянием флюидов в соответствии с динамикой нефтегазообразовательных процессов.
Библиографический список
1. Подьстер Л.А., Висковский В.А. и др. Историко-генетический метод оценки перспектив нсфтегазоносности. М.: Недра, 1984.
2. Максимов С.П., Кунин Н.Я. и др. Цикличность геологических процессов и проблема нефтегазоносности. М.: Недра, 1977.
Получено 15. i 1.2000
УДК 622.276
C.B. Колесников, C.B. Козлов Управление «Пермнефтегаз»
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ РАЗУКРУПНЕНИЯ ГАЗОВОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА КОНСТАНТИНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ БАТЫРБАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Для решения задачи разукрупнения эксплуатационного объекта использован метол элеетршитраднначпческой аналогии. Метол позволил оиешпъ величину изменения ясбитов пластов после их перевода в самостоятельные объекты.
Одной из важнейших проблем, стоящих при разработке многопластовых газовых месторождений, когда несколько залежей объединены в один эксплуатационный объект (ЭО), является сложность контроля за основными технологическими показателями разработки отдельных пластов, их степенью выработки, взаимовлиянием. В связи с этим усложняется процесс регулирования разработки отдельных залежей, что приводит к снижению суммарного дебита пластов, уменьшению коэффициента охвата объекта разработкой. сокращению безводного периода эксплуатации, снижению удельной продуктивности пластов и, в конечном счете, уменьшению коэффициента газоотдачи.
Существенным недостатком разработки газовых залежей Констангинов-сксй площади является то, что здесь не существует отдельной сетки скважин на каждую залежь. Это результат деятельности конца 70-х начала 80-х голов, ко-
гда единым фильтром в одной скважине вскрывались по 2 - 4 газовых объекта. Именно такая ситуация не позволяет сегодня сделать подробный анализ выработки по каждой залежи в отдельности, а позволяет рассматривать только интегральные показатели.
Для решения задачи раздельной эксплуатации газовых залежей Батыр-байского месторождения нами выполнены следующие исследования.
Проанализирована динамика добычи природного газа по скважинам данной площади.
По данным промысловых исследований определены фильтрационно-емкостные свойства отдельных пластов, в т.ч. их газопроводимость. Установлена тесная корреляционная связь между удельным дебитом пластов и их газо-проводимостыо (коэффициент корреляции > 0,7).
Пропорционально соотношениям газопроводимости пластов вычислено распределение добычи природного газа по отдельным пластам, определена добыча газа с начала разработки по каждому пласту.
Рассчитаны остаточные запасы газа по всему объекту и в каждом пласте.
На основе использования метода элсктрогидродинамической аналогии для каждой конкретной скважины и вскрываемой ею совокупности пластов построена эквивалентная электрическая схема, где аналогом объемного расхода служит сила тока, аналогом депрессии - разность электрических потенциалов, аналогом фильтрационного сопротивления пластов - электрическое сопротивление проводников [1]. Для определения структуры схемы выявлялось наличие газодинамической связи между пластами. Проведенный анализ показал отсутствие указанной связи. Газодинамическая связь между пластами имеется, если одновременно выполняются следующие условия [2]:
а) распределение начальных пластовых давлений по горизонтам подчиняется барометрической формуле;
б) ГВК находятся на одной отметке;
в) составы газов во всех горизонтах одинаковы.
По данным табл. 1 видно, что эти условия в чистом виде не выполняются.
Таблица 1
Условия, указывающие на наличие или отсутствие газодинамической связи между пластами
Пара- НаЧаЛЬНОС Отметка Отметка Состав газа Заключение
метр / пластовое ГНК ГВК
Пласт давление,
МПа
Пд 9,57 - 756 1 'аз Газодинами-
отличается ческая связь
К 9,96 836 845 по составу. между пластами
свойствам. отсутствует.
¡3-1 9,81 831 854 в пласте Пд Внескважинных
содержится межпластовых
В-З.В-4 ¡0.11 872 880 сероводород перетоков нет.
В общем случае эквивалентная схема многопластовой системы, вскрытой скважиной, где отсутствуют внсскважинные перетоки газа, показана на рисунке.
Решены системы уравнений, составленные на о^чэве принципа неразрывности движения для каждой конкретной скважины и описывающие эквивалентную схему (см. рисунок) и схему, соответствующую случаю раздельного вскрытия пластов (табл. 2).
Рис. Эквивалентная электрическая схема при условии отсутствия
внескважинных перетоков газа. Р;, Рг, Р}, Я.. .....пластовые давления
соответственно в 1 - 4-м пластах; Рс - забойное давление в скважине; Рь - буферное давление в скважине; Ль Лг, Л3, Л» -сопротивления соответствующих пластов; /?с - сопротивление скважины
Результаты расчетов показывают, что степень взаимовлияния пластов зависит от значения сопротивления скважины, количества совместно вскрываемых пластов, разницы в фильтрационных сопротивлениях пластов.
Одновременно замечено, что чем «хуже», с точки зрения фильтрационно-емкоетных характеристик, пласт, тем при совместном вскрытии он сильнее залавливается со стороны более «хороших» пластов. Отмечено, что в случае раздельного вскрытия пластов (по сравнению с совместным) средний по пластам дебит возрастает с 39,0 до 50,1 тыс.м3, т.е. на 22 %.
Таблица 2
Уравнения, описывающие схемы, соответствующие совместному и раздельному вскрытию пластов, составляющиеся для каждой конкретной скважины
№ пласта 1 Уравнение | Обозначения
Совместное вскрытие пластов
1 |<2/=(Рг-лг)//?, 1 0/-дебит г-го пласта при его совместном вскрытии с другими; Р, - давление в г-м пласте; Рс - забойное давление; /?/ - эквивалентное фильтрационное сопротивление г-го пласта; Дс - гидравлическое сопротивление скважины; Р0 - буферное давление; " суммарный дебит скважины при совместном вскрытии пластов
о
3
4
1+2+3+4 £?сойм ~~ =О/+£?2'+С>З/+£?4/ = =СРс2 - Ро2) / Лс
Раздельное вскрытие пластов
1 б, = (Р,2-Ро2)/(«!+&) 2,--дебит /-го пласта при раздельном вскрытии пластов
9 Ог~(Рг-Ро)ИЯг+ Лс)
3
4 От-(/V - ЛЛ / (Я4+ лс)
Систематизирована информация по газовым скважинам, необходимая для принятия решения о разукрупнении эксплуатационного объекта и формирования самостоятельной сетки скважин на каждый горизонт (количество вскрытых пластов, оптимальный дебит, техническое состояние скважины, текущее пластовое давление, опережающая выработка пластов, сравнение ГВК (ГНК) с нижним отверстием интервала перфорации, близость скважины к внешнему контуру газоносности и контурам обводнения, наличие воды в скважине).
Последовательно рассмотрено несколько вариантов разукрупнения эксплуатационного объекта. Во всех вариантах предусмотрены годовой отбор 60
млн. м~' газа и опережающая выработка нижележащих пластов. Различаются варианты количеством проектных скважин на каждый горизонт, темпами отборов по пластам и соответственно кратностью запасов по пластам при намечаемых уровнях отборов. В-1 предусматривает перевод на каждый пласт такого минимального количества скважин, которое обеспечило бы -аданный уровень отбора (строгое решение). В-2 отличается от В-1 тем, что предусматривает консервацию пласта Пд в связи с высоким содержанием в газе пласта Пд сероводорода (строгое решение без Пд). Как оптимальные и альтернативные друг другу выбраны В "3 и В-4. В - 3 предусматривает использование всего имеющегося на сегодня действующего фонда (22 скважины), что хотя и приведет к уменьшению коэффициента эксплуатации, но даст возможность, в условиях техногенного обводнения обширных зон пластов, более гибко регулировать процесс разработки залежей, минимизируя обусловленные заводнением пластовые потери газа. В-4 отличается от В-3 заданным отбором по пласту Пд в объеме 5 млн.м', что обусловлено использованием этого газа только на ТХУ для подготовки нефти. Для дальнейших расчетов как наиболее реальный принят вариант В-4.
Согласно положениям, предусмотренным в В-4, и собранной ранее необходимой информации по скважинам, составлены конкретные предложения по разукрупнению ЭО. Для реализации этих предложений необходимо провести 13 капитальных ремонтов скважин, предусматривающих в основном изоляционные работы. Составлены схемы намечаемого вскрытия пластов.
Спроектирована принципиальная схема индивидуальной транспортировки содержащего сероводород газа пласта Пд.
Рассчитаны основные проектные технологические показатели разработки каждого газоносного пласта.
Таким образом, показано, что имеется принципиальная возможность использования метода эяектрогидродинамической аналогии для решения задач разукрупнения эксплуатационных объектов. Интересным здесь кажется сравнение расчетных и фактически полученных в результате разукрупнения пластов дебитов.
Библиографический список
1. Динамика геолого-технических комплексов в нефтегазодобыче / А.И. Гриценко, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1993. 272 с.
2. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-денсатных месторождений. М.: Струна, 1998. 628 с.
Получено 27.1 1.2000
