26 Період розробки газових родовищ

Характерні періоди розробки газових і газоконденсатних родовищ. В теорії і практиці розробки родовищ природних газів залежно від зміни в часі темпів відбору газу виділяють три періоди:

1. зростаючого видобутку газу,

2. постійного видобутку газу або стабілізації відборів;

3. спадаючого видобутку газу.

В перший період здійснюється інтенсивне розбурювання і облаштування родовища з виводом його на запланований рівень постійного видобутку газу. Він продовжується від 1-2 до 7-11 років (7 років - Північно-Ставропільське родовище, 11 років — Шебелинське ро­довище). За період зростаючого видобутку відбирається 15—25 % газу від початкових за­пасів.

В період постійного видобутку газу продовжується буріння нових свердловин і облаштування промислу. Він триває до тих пір, поки дальше розбурювання родовища чи нарощування потужності компресорної станції стає економічно невигідним. На кінець періоду відбирається 60-70 % початкових запасів газу і більше.

Період спадаючого видобутку газу характеризується практично незмінним в часі числом видобувних свердловин або деяким їх скороченням внаслідок обводнення чи ліквідації за технічними і геологічними причинами. Проте в окремих випадках можливе буріння нових свердловин для виконання запланованих об'ємів видобутку газу чи підключення в розробку окремих зон, які недостатньо дренуються. Даний період продовжується до досягнення мінімального рентабельного рівня відбору газу з родовища.

22 Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі

Коефіцієнти, що характеризують газовіддачу. Більшість газових родовищ приурочена до пластових водонапірних систем і розробляється в умовах надходження в газонасичену частину пласта крайових або підошовних вод. Розробка газових родовищ при водонапірному режимі характеризується неповним витісненням газу водою з пористого середовища і нерівномірним (вибірковим) переміщенням газоводяного контакту.

Залежно від фізико-літологічних характеристик продуктивних пластів та умов їх обводнення коефіцієнт залишкової газонасиченості пористого середовища при витісненні газу водою може змінюватись від 0,1 до 0,5. Вибіркове просування пластової води по площі газоносності та продуктивному розрізу викликане неоднорідною будовою і нерівномірним дренуванням газоносних пластів. Воно призводить до передчасного обводнення свердловин, розміщених на водонебезпечних напрямах, аж до повного відключення всіх видобувних свердловин на родовищі при наявності ще значних запасів газу в газонасиченій частині пласта. Крім того, вода обходить і відключає за фронтом витіснення окремі ділянки з початковою газонасиченістю. В обводненій зоні залишається як мікрозащемлений газ в результаті "Неповного витіснення газу водою з пористого середовища, так і макрозащемлені об'єми газу, що зумовлені нерівномірним просуванням пластової води і проявом граничного градієнта тиску в малопроникних прошарках при фільтрації газу і води. Макрозащемленню газу сприяє зниження відбору газу зі свердловин з моменту появи води в їх продукції, проведення ізоляційних робіт в обводнених свердловинах та їх передчасне відключення. В результаті мікро- і макрозащемлення газу водою в пористому середовищі зменшується коефіцієнт газовіддачі пласта. У випадку газоконденсатних родовищ з газом втрачається конденсат і зменшується коефіцієнт конденсатовіддачі. За промисловими даними, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовищ при водонапірному режимі змінюється від 40 до 98 % , становлячи в середньому 70 - 85%.

В основу розрахунку коефіцієнта кінцевої газовіддачі покладено рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі (7.19), яке можна представити у вигляді

де, – залишкові запаси газу відповідно в газонасиченій та обводненій зонах пласта на момент часу t.

Підставляючи вирази для початкових і залишкових запасів газу в газонасиченій і обводненій зонах пласта з рівняння (7 19) в рівняння (8.2), одержимо такі залежності для визначення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі:

- при повному обводненні родовища:

(8.9)

- при частковому обводненні родовища

(8.10)

— кінцеві середні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні — коефіцієнти надстисливості газу при температурі Т_пл і відповідно при тисках р_{г кін} і р_{в кін}.

Рівняння (8.10) можна записати у такому вигляді:

де — коефіцієнти кінцевої газовіддачі відповідно обводненої і газонасиченої частин пласта. В більшості випадків

З рівнянь (8.9), (8.10) видно, що коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі тим більший, чим менші розміри обводненої зони, нижчі кінцеві пластові тиски в обводненій зоні і газонасиченій частині родовища і менший коефіцієнт залишкової газонасиченості.

При певних значеннях характеристик процесу обводнення продуктивних пластів ко­ефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі може бути вищий, ніж при газовому. Для цього необхідно, щоб виконувалася така умова:

У цьому випадку кількість защемленого газу в одиниці обводненого порового об'єму буде нижчою від кількості залишкового газу в тому ж об'ємі при газовому режимі.

Стосовно багатопластових родовищ для характеристики процесу витіснення газу водою запропоновано додатково використовувати коефіцієнт охоплення пласта витісненням, який являє собою відношення обводненого порового об'єму родовища до об'єму родовища в ме­жах зони витіснення між початковим контуром газоносності і положенням передньої кром­ки фронту води в найбільш обводненому пласті. Розрізняють також коефіцієнти охоплення витісненням за об'ємом (розрізом) β_охоп._об і за площею β_{охоп п}. Коефіцієнт β_охопоб дорівнює відношенню обводненого порового об'єму родовища до суми порових об'ємів окремих пластів у межах зони витіснення в кожному пласті. Коефіцієнт β_охоп._п показує, яка частина площі газоносності розміщена в межах зони витіснення.

З аналізу рівнянь (8.9), (8.10) і розгляду фізичної сутності процесу розробки газових родовищ при водонапірному режимі випливають такі напрямки підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі:

• попередження обводнення газового родовища або зменшення кількості води, яка в нього надійшла (і відповідно розмірів обводненої зони);

• забезпечення рівномірного переміщення контуру газоносності;

• запобігання макрозащемленню газу в пласті та створення умов для більш повного витіснення газу водою з пористого середовища з метою зменшення коефіцієнта залишкової газонасиченості;

• зменшення тиску защемлення газу водою;

• видобуток залишкового газу з обводнених пластів.

Вплив геолого-промислових факторів.

1. Коефіцієнти витіснення газу водою β_внт і за­лишкової газонасиченості «з залежать від коефіцієнта початкової газонасиченості а_п. В об­ласті малих значень початкової газонасиченості (до 0,08-0,1) практично весь газ защемлюється водою в пористому середовищі й залишкова газонасиченість близька до початкової. При більших значеннях початкової газонасиченості залишкова газонасиченість, збільшуючись з ростом «_п, стає помітно меншою. Для зцементованих порід «₃ зростає в усь­ому діапазоні зміни а_п, а крива «₃ = /( а_п) поступово стає пологою. У випадку незцементо- ваних порід після досягнення граничного значення а,, зростання залишкової газонасиченості змінюється її спадом.

2. Коефіцієнт залишкової газонасиченості зменшується з ростом відношення ко­ефіцієнтів динамічної в'язкості води і газу, а також у разі погіршення змочуючих характе­ристик води і збільшується у разі росту поверхневого натягу на межі розділу вода - газ. Крім того, адсорбція органічних речовин на поверхні породи перед фронтом води, що надходить,