2. Режимы разработки газовых и газоконденсатных

месторождений

Газовые месторождения

Динамика проектных и фактических отборов газа из недр месторождения определяется конкретными геолого-промысловыми и региональными особенностями объекта разработки. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляет себя в залежи либо газовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим встречается относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется внешняя по отношению к пласту вода.

Газовый режим

Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии природного газа. Естественно, что падение давления в поровом простран-

стве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.

Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления представляет собой гипотезу прямоугольного треугольника с катетами и . Здесь – текущее пластовое давление, - текущее значение коэффициента сжимаемости пластового газа, - текущий накопленный отбор газа, – начальные суммарные запасы газа в залежи.

С.Н. Закиров и Б.Б. Лапук отмечали, что прямолинейность зависимости от в рассматриваемых координатах является необходимым, но недостаточным условием проявления газового режима. Из опыта разработки газовых месторождений следует, что в ряде случаев указанная зависимость может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. Прямолинейность зависимости может быть в этом случае вызвана изменением темпа отбора газа, как показали своими исследованиями Ф.А. Требин и В.В. Савченко.

Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости , построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при

данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.

С другой стороны, стоит отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.

Водонапорный режим

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.

П.Т. Шмыгля справедливо квалифицирует упруговодонапорный режим как наиболее общее проявление внешнего источника энергии разрабатываемого пласта. При таком понимании выделяемый иногда жестководонапорный режим является лишь частным случаем упруговодонапорного режима, поскольку изменение темпов отбора газа из залежи немедленно вызывает проявление упругой составляющей в балансе сил, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Наиболее ранним признаком поступления в залежь воды является понижение уровня в пьезометрических скважинах, пробуренных на водоносный пласт или в законтурную область пласта-коллектора, являющуюся ближайшей к залежи частью водонапорного бассейна. Чем больше фонд пьезометрических скважин, тем точнее можно оценить текущий объем внедрившейся в газонасыщенную зону воды.

Источником дополнительной информации о режиме работы газоносного пласта являются также данные геофизических исследований скважин, а именно данные о подъеме ГВК (ГНК).

Далее свидетельством поступления в залежь воды могут быть промысловые

данные по обводнению продукции скважины. Эти данные включают как результаты контроля за содержанием воды в продукции скважин, так и результаты химического анализа попутной воды (по динамике содержания, например, ионов хлора). Располагая информацией о составе подошвенной и законтурной воды, можно су-

дить как о фактах внедрения этих вод в газонасыщенную область, так и о количестве поступающей воды, если систематически контролировать состав попутной воды добывающих скважин, начиная с периферийных.

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление сначала падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом порового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Как пишет С.Н. Закиров, складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.