Лурьева И.И.

Институт нефти и газа, Туркменистан

 

РЕЗУЛЬТАТ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

    Моделирование процесса разработки газовых и газоконденсатных месторождений, в зависимости от их геолого-промысловых особен­ностей, по различным технологиям, является важным этапом на пути качественного прогноза показателей, выбора рационального варианта разработки и выработки рекомендаций по доразработке.

В ходе многолетней работы над созданием технологий разработки газовых месторождений при водонапорном режиме нами созданы математические модели физико-хими­ческих процессов, происходящих при воздействии на газоносные пласты и выполнен прогноз показателей разработки реальных залежей, наиболее полно отражающих преимущества соответствующих технологий разработки.

В соответствии с предложенными технологиями разработки газовых месторождений при активном водонапорном режиме (ВНР) целесообразно создание различных математических моделей:

-       для прогнозирования показателей разработки по технологичес­кой схеме перепуска пластовой воды в пласт-коллектор [2];

-       для прогнозирования показателей разработки при искусственном комбинированном режиме [3].

Осуществление технологии с перепуском пластовой воды из обвод­нённого газового месторождения в пласт-коллектор возможно, если начальное давление в нём намного меньше, чем в продуктивном пласте. При этом в пределах данной постановки задачи необходимо подвергнуть анализу следующие показатели процесса:

-       количество воды, перепускаемое в пласт-коллектор;

-       время, в течение которого осуществляется перепуск;

-       количество перепускных скважин;

-       объём "освобождаемого" микрозащемлённого газа;

-       размеры "сухой" зоны газовой залежи;

-       дебиты перепускных и эксплуатационных скважин.

Математическая модель двухмерной двухфазной фильтрации, без учета капиллярных и гравитационных сил, состоит из уравнений сохра­нения массы газа и воды и обобщенного закона Дарси:

;             (1)

;                       (2)

            ;                                   (3)

   ;                                  (4)

.                                               (5)

Здесь:  – давления в обводнённом пласте (эмиттере) и пласте-коллекторе;  – насыщенность, плотность и вязкость i-й фазы, i=1 – природный газ, i=2 – пластовая вода;  – относительная и абсолютные фазовые проницаемости в обводнённом пласте и пласте-коллекторе; – толщина и пористость обводнённого пласта и пласта-коллектора;  – вектор обобщённой скорости фильтрации i-й фазы в обводнённом пласте и пласте-коллекторе;  – плотность отбора  i-й фазы j-м источником; d, n – количество эксплуатационных и перепускных скважин.

    Расчёт при такой постановке задачи осуществляется простым
исключением дебитов эксплуатационных скважин в уравнении
(1).    Более подробно гидродинамические зависимости для различных потоков флюидов и условий фильтрации рассмотрены нами в работе [1].

На приведенный алгоритм создана вычислительная модель, позволяю­щая прогнозировать показатели процесса разработки обводнённого газового месторождения по предлагаемой технологии. Модельные при­меры доказали достоверность работы программы расчёта.

В качестве реальной залежи, на которой целесообразно осуществить технологию перепуска внедрившейся в пласт-коллектор воды, рассмот­рено, месторождение А и смоделирован процесс его доразработки.

В связи с тем, что на месторождении А имеются значитель­ные запасы неизвлечённого газа при достаточно высоких пластовых давлениях, необходимо регулировать процесс разработки таким образом, чтобы извлечь газ "сухой" зоны и защемлённый в воде газ. Обводнен­ный пласт и пласт-коллектор были схематизированы кругом. Пласт-кол­лектор находится по разрезу в 103 м от продуктивного пласта, об­ладает хорошими коллекторскими свойствами, достаточной для пере­пуска в него пластовой воды ёмкостью, низким пластовым давлением и другими параметрами, позволяющими использовать его в качестве искомого пласта. Для продуктивного пласта приняты фактические промысловые параметры.

Перепуск пластовой воды из обводнённого продуктивного пласта в пласт-коллектор возможен двумя способами, в зависимости от вида используемой энергии:

-       за счёт естественного перепада давления в обводнённом и перепускном пластах;

-       с помощью электропогружного насоса.

При моделировании процесса доразработки было принято одинаковое для обоих способов количество перепускных, обводнённых и находя­щихся в «сухой» зоне скважин, размещённых на залежи по одинаковой схеме.

Если естественного перепада давления недостаточно для осуществления перепуска пластовой воды, а такая ситуация может возникнуть как в начале, так и в процессе перепуска, необходимо использовать электропогружные насосы. Например, насос типа ЭЦН 5-200-800, имеющий следующие характеристики: подача 200 м3/сут., напор 850 м, наружный диаметр 92 мм. В зависимости от взаимного расположения продуктивного пласта-эмиттера и пласта-коллектора  применяют два типа насосов: работающих по принципу "снизу-вверх" или "сверху-вниз". На работу насосов влияет содержание газа в перепускаемой воде, если его содержание велико, то можно применить газосепаратор.

Так как для месторождения А пласт-коллектор расположен ниже продуктивного пласта, рассмотрим более подробно принцип ра­боты насоса типа "сверху-вниз". Применение электронасосов несколько увеличивает затраты на эксплуатацию скважин и осуществление перепуска пластовой воды, но может явиться необходимым мероприятием для успешной реализации предлагаемой технологии доразработки обводнённого газового месторождения.

Результаты расчётов, проведенных по описанной в [1] мето­дике определения показателей для системы гидродинамически свя­занных пластов с радиальными фильтрационными потоками флюидов на основе фактических промысловых параметров приведены в таб­лице 1.

Таблица 1.

Расчётные технологические показатели разработки месторождения А

№№

Показатели

Значение

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

Объём перепускаемой воды, млн.куб.м

Давление в пласте-коллекторе, МПа

Радиус «сухой» зоны залежи, м

Объём газа, выделившегося из воды, млн.куб.м

Коэффициент текущей газоотдачи, %

Коэффициент конечной газоотдачи, %

Дополнительная добыча газа, млн.куб.м

657,0

6,96

1508

702,1

53,2

72,1

999,6

 

Таким образом, перепуск пластовой воды из обводнённого пласта-эмиттера в пласт-коллектор на месторождении А позволил улучшить технико-экономические показатели разработки и извлечь дополнительное количество газа.

         Если невозможно осуществить перепуск пластовой воды в другой пласт-коллектор по каким-либо геолого-промысловым условиям, с целью повышения коэффициента конечной газоотдачи обводнённого газового месторождения мы предлагаем за счёт предотвращения избирательного обводнения дренируемой части залежи создать в ней искусственный комбинированный режим разработки [3]. При этом часть добывающих скважин временно переводят в нагнетательные для закачки химреагента, формируют зону с поровой насыщенностью, обеспечивающей неподвижность химреагента в этой зоне. При контакте с пластовой водой, а именно с ионами поливалентных металлов, химреагент образует нерастворимый осадок (гель), препятствующий дальнейшему продвижению пластовой воды в газовую залежь. В качестве химреагента можно использовать водный раствор полимера, например, 10-% раствор гипана (гидролизованный полиакрилонитрил).

Динамика массообмена между полимером и ионами поливалентных металлов описывается системой урав­нений в независимых переменных :

;                                         (6)

.                                                 (7)

Тогда решение имеет вид:

– концентрация поливалентных металлов в пластовой воде

                             (8)

         – концентрация геля

.                      (9)

Решения (8) и (9) справедливы для момента времени , где время достижения предельной концентрации образующегося геля τ определяется как

.

         Будем решать решение (1) и (2) в виде волны концентрации, распространяющейся вдоль оси х с постоянной скоростью V, то есть

;                  (10)

.                                   (11)

Значение V и определяем из выражений:

                   (12)

Таким образом, основные стадии фильтрационного массообмена не зависят от порядка химической реакции, который влияет лишь на харак­тер распределения концентрации исходных и результирующих веществ в зоне реакции.

По предложенному алгоритму были смоделированы процессы, проис­ходящие при разработке месторождения Б при водонапорном (ВНР) и комбинированном (КР) режимах эксплуатации. Исходные геолого-про­мысловые параметры приведены в таблице 2.

При КР особенно важно выбрать оптимальный радиус, на котором искусственно создается непроницаемый для пласто­вой воды барьер и ограничивается влияние ВНР. В данном примере этот радиус принят 5800 м. Такой радиус газоводяного контакта достигается к концу пятого года разработки залежи при ВНР (табл. 2). С шестого года разработки показатели при ВНР и КР начинают различаться.

Для создания в пласте барьера из 10 % раствора гипана, шириной 100 м потребуется 6,9 млн. м3 раствора, который необходимо нагнетать в пласт в течение 31 суток. При контакте ионов кальция в пластовой воде с раствором гипана за 37 суток образуется гелевый барьер. За это время концентрация геля достигнет максимального значения 19,5 %, а концентрация ионов кальция в зоне контакта бу­дет стремиться к нулю. Завышенная ширина химически активной гипановой зоны обеспечит также повторное образование гелевого барьера в случае прорыва его под напором пластовых вод на пре­дыдущем месте контакта. Следовательно, можно утверждать, что после создания гелевого барьера до конца рассматриваемого перио­да

Таблица 2

Прогнозные показатели разработки месторождения Б

Годы разработки

Режим

Пластовое давление, МПа

Годовая добыча газа, млрд. м3

Объём внедрившейся воды, млн. м3

Фонд скважин

6

ВНР

18,4

5,55

12,05

24

КР

16,1

4,86

12,05

24

7

ВНР

16,9

5,31

14,59

25

КР

13,9

4,42

12,05

25

8

ВНР

16,0

3,61

17,23

18

КР

12,5

4,12

12,05

25

9

ВНР

15,0

3,41

19,92

16

КР

11,0

3,78

12,05

25

10

ВНР

14,4

2,39

22,61

12

КР

10,1

3,55

12,05

25

11

ВНР

14,0

1,76

25,25

9

КР

9,3

3,37

12,05

25

12

ВНР

13,8

1,00

28,82

5

КР

8,9

3,26

12,05

25

13

ВНР

13,7

0,48

30,29

3

КР

8,7

3,21

12,05

25

 

разработки месторождения Б при КР не будет наблюдаться внедрение пластовых вод.

Таким образом, сравнение прогнозных показателей при ВНР и КР доказывает преимущества искусственно созданного режима. При ком­бинированном режиме сохраняется максимальное количество эксплуата­ционных скважин, накопленная добыча газа выше на 5,51 млрд. м3, чем при ВНР. Суммарное количество внедрившейся пластовой воды при КР на 20,6 млн.мЗ меньше, чем при ВНР. Зти факторы способ­ствуют увеличению коэффициента конечной газоотдачи при КР за счёт предотвращения избирательного обводнения залежи и отсутствия защемленных целиков газа в обводнённой части пласта. При этом также снижаются затраты на эксплуатацию обводнённых скважин, ути­лизацию пластовых вод и не нарушается экологический баланс в окружающей среде.

 

ЛИТЕРАТУРА

1.    Лурьева И.И. Регулирование процессов разработки газовой залежи при водонапорном режиме. – Ашгабат: Ылым, 1998.

2.    Патент SU 1734429 A1, E 21 B 43/20, 1989.

3.    Патент RU 2070281 C1, T 21 B 43/22, 1996.