Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Курсовая работа

на тему: "Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения"

Москва 2013 г.

Содержание

• Введение
• 1. Закономерности изменения предельного безводного дебита
• 2. Выбор технологического режима
• 3. Методика расчета
• 4. Определение безводной эксплуатации скважин Среднеботуобинского месторождения на текущий период
• 5. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода
• 6. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода на примере Среднеботуобинского месторождения
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что как для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. На поздней стадии разработки в продукции скважин возрастает вероятность появления подошвенных и краевых вод залежи в результате подъема уровня ГВК.

Часто по разным причинам приходится осуществлять разработку месторождения при дебитах, значительно превышающих их предельные значения, что приводит к интенсивному обводнению скважины. В связи с этим возникают серьезные проблемы: увеличение безводного периода и текущей газоотдачи; разработка методов расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта; разработка методов прогнозирования газоконденсатоотдачи залежей с подошвенной водой. Решение данных проблем весьма актуально, поскольку для большинства газоконденсатных месторождений прорыв подошвенной воды является одним из основных факторов, осложняющих работу скважин и занижающих конечный коэффициент газоконденсатоотдачи.

• Целью данного исследования является на основании текущих параметров эксплуатируемых скважин, оценить влияние изменения толщины газоносного пласта на безводный дебит скважин Среднеботубинского месторождения и спрогнозировать изменение безводных дебитов в процессе разработки.

В соответствии с основной целью, в работе решаются следующие задачи:

1. оценить дебиты скважин с учетом наличия подошвенных и краевой воды;

2. рассмотреть влияние анизотропии пласта.

1. Закономерности изменения предельного безводного дебита

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее, в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты [2].

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость k_в значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Q_пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия

`h= hвс/h

показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.1 и 2). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Q_пр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (1). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта

n=k_в/k_г

величина вскрытия пласта h_вс при которой Q_пр становится максимальным, увеличивается.



На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 2). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при р_пл(t)= 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 2 видно, что при подвижном контакте газ-вода Q_пр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Q_пр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h₀ и h(t), позволяет определить характер изменения Q_пр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

Характер изменения Q_пр, соответствующего максимуму кривых зависимости Q_пр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 3. Из кривой 2 видно, что при заданной величине h_вс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Q_пр резко снижается и по достижении h(t) = h_вс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта h_вс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении Р_пл и уменьшении h(t) Q_пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете, при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной h_вс, где имеет место только плоскорадиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта [4].

2. Выбор технологического режима

Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений [16].

При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газодинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащихся в ней газов, конденсата и воды [3].