2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 5

Рис. 5.9. Перепад давления между пятым и четвертым пропластками в наклонном пласте для вариантов:

à – V01í – V10í; á – V11í – V13í

473

Рис. 5.10. Перепад давления между вторым и первым пропластками в наклонном пласте для вариантов:

à – V01í – V10í; á – V11í – V13í

474

Рис. 5.11. Перепад давления между пятым и четвертым пропластками в горизонтальном пласте для вариантов:

à – V09á – V13á; á – V11á – V13á

475

Рис. 5.12. Перепад давления между вторым и первым пропластками в горизонтальном пласте для вариантов:

à – V01á – V07á; á – V09á – V13á

476

го метода делает его практически незаменимым при подсчете запасов при прогнозировании основных показателей разработки.

Из приведенных выше результатов, полученных путем использования гео- лого-математических моделей месторождений для оценки запасов газа, следует, что для применения этого метода необходимо знать всю геолого-геофизичес- кую, гидродинамическую информацию о пропластках без усреднений, свойствах газа, нефти, конденсата и воды, термобарических параметров газа и т.д., а также необходимо:

1.Не исключать из подсчета любые пропластки независимо от их емкостных и фильтрационных свойств, параметры, полученные различными методами исследования.

2.Учесть запасы растворенного в подошвенной и контурной воде и в нефти, если имеется нефтяная оторочка, газа.

3.Предсказать, по возможности, степень истощения и интенсивность отработки каждого пропластка и сроки активного включения их в разработку.

4.Достоверно определить извлекаемые запасы газа.

5.С высокой точностью определить положение ГВК и ГНК (если имеется нефтяная оторочка) на любой стадии разработки месторождения.

6.Достоверно определить пластовое давление в любой точке залежи по толщине и площади.

7.Рекомендовать оптимальный вариант вскрытия газоносных пропластков.

8.Установить интенсивность отбора газа из залежи.

9.Предсказать опасность дополнительных потерь конденсата в пласте при неверно выбранной системе разработки неоднородной залежи.

10.Предсказать возможность обводнения залежи по пропласткам и по залежи в целом.

5.8.КАТЕГОРИЙНОСТЬ ЗАПАСОВ ГАЗА, ПРИМЕНЯЕМАЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДАХ ПОДСЧЕТА, И ЕЕ ПРИЕМЛЕМОСТЬ

ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Принятая в настоящее время категорийность запасов газа базируется на том, что известно число разведочных скважин с промышленным притоком газа, на информации о положении контакта газ – вода (газ – нефть, при наличии нефтяной оторочки); о пористости, газоводонасыщенности пропластков и об эффективной толщине залежи. При применении метода падения пластового давления опираются на информацию о значениях пластового давления по толщине и по площади и о добытом количестве газа и конденсата. Общепринято, что запасы газа, определяемые методом падения пластового давления, имеют более высокую категорию, чем запасы, определенные объемным методом. Как правило, запасы газа, оцениваемые методом падения пластового давления, относят к категории А, подчеркивая при этом, что эти запасы являются текущими и

477

не исключена возможность их изменения в процессе разработки. Наиболее современными с позиции оценки запасов газа по категориям являются положения, изложенные в работе. В этой работе, также, как и во всех предыдущих инструкциях ГКЗ и методических указаниях по классификации запасов газа, допускается произвольный выбор предельных значений коэффициентов пористости, газоводонасыщенности объектов, используемых в качестве коллектора. Поэтому в настоящее время нет общепринятых предельно нижних для терригенных коллекторов значений пористости и газонасыщенности, включаемых в подсчетные объекты. Как правило, для терригенных коллекторов при подсчете запасов газа для различных месторождений принимается разный нижний предел пористости. Отметим, что на известных и разрабатываемых в настоящее время месторождениях нижний предел пористости колеблется в диапазоне 0 ≤ m = 0,06. В то же время при подсчете запасов газа трещиноватых коллекторов пористость матрицы в диапазоне изменений 0,03 ≤ m ≤ 0,08 считается приемлемой величиной.

В принципе пористость коллектора, точнее, ее предельно низкое значение не должно являться ограничивающим фактором, по которому решают вопрос о включении или невключении в подсчет таких коллекторов. Решающими должны быть параметры газонасыщенности и проницаемости, порог подвижности флюидов в данной пористой среде. Исключение из подсчета запасов газа низкопористых коллекторов по субъективным рассуждениям специалистов, под- считывающих или утверждающих запасы газа, не может быть признано однозначно правильным решением.

Отсутствие в настоящее время узаконенных общепризнанных методов под- счета запасов с использованием геолого-математических моделей для различ- ных месторождений газа при подсчете запасов привело к тому, что, несмотря на обновление инструкций ГКЗ по классификации категорий запасов газа, под- счетные параметры, методы их получения и оценка запасов по этим параметрам остались на уровне 1950-х годов.

Принципиально новым должен быть порядок подсчета запасов газа. Этот новый порядок обязательно должен включить в себя:

оценки пористости, газоводонасыщенности всего разреза, независимо от абсолютных величин этих параметров;

оценки вертикальной и горизонтальной проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков;

последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков; вскрытие скважиной высокопроницаемых пропластков с учетом наличия

низкопродуктивных (низкопроницаемых) пропластков; оценки балансовых (объемным методом) запасов как высокопористых, вы-

сокопроницаемых, так и низкопористых (или высокопористых, но низкопроницаемых, например, глинистых с учетом их водонасыщенностей) низкопроницаемых интервалов продуктивного разреза;

создание геолого-математических моделей фрагментов, число которых должно быть установлено неоднородностью залежи по площади и структурой месторождения;

запасы растворенного в воде (в нефти и в воде при наличии нефтяной оторочки) газа и объемных и упругих параметров водоносного бассейна;

наличие зонального распространения непроницаемых пропластков или литологических окон на месторождении;

создание геолого-математической модели трехмерной, многофазной нестационарной фильтрации газа (нефти при наличии оторочки) и воды к скважине;

478

оценки степени участия низкопроницаемых пропластков в общей добыче газа (нефти) в результате более интенсивного отбора (истощения) из высокопроницаемых пропластков и перетока газа (нефти и воды) из низкопроницаемых в высокопроницаемые пропластки, залегающие над и под низкопроницаемым;

оценки времени начала интенсивного перетока, количества перетекающего газа и характера изменения разности давлений между высоко- и низкопроницаемыми пропластками;

оценки продвижения воды (нефти и воды) в газовую часть залежи в зависимости от типа залежи (массивный или пластовый), параметра анизотропии, толщины пропластков, интенсивности отбора газа, расположения скважин и т.д.

На базе перечисленных и других полученных данных следует утвердить запасы газа в залежи в целом с учетом всех как высокопроницаемых, так и низкопроницаемых пропластков. Метод падения пластового давления, в принципе идентичный методу геолого-математических моделей, отличается от последнего тем, что метод падения пластового давления не дифференцирует запасы отдельных пропластков, не позволяет однозначно оценить конечные извлекаемые запасы, так как по накопленным в процессе разработки залежам не представляется возможным определить степень истощения каждого пропластка, интенсивность перетока газа из низкопроницаемых в высокопроницаемые, продвижения воды по каждому пропластку и т.д.

Исходя из изложенного выше следует, что категорийность запасов газа и их конечные извлекаемые величины могут быть и должны определяться только на основе полученных данных с помощью геолого-математических моделей газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

Теоретические основы подсчета запасов газа, газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений массивного и пластового типов, хотя и близки, могут быть разделены на три самостоятельных метода создания геологоматематических моделей, алгоритмов и программ расчета. С позиции корректности и краткости изложения разрабатываемого метода использования геологоматематических моделей целесообразнее предложить один универсальный метод, позволяющий подсчитать запасы газа для газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. В случае отсутствия в газе конденсата и нефтяной оторочки на месторождении в таком методе достаточно ввести в программу нулевые значения по содержанию конденсатов и пропластков, предусмотренных как нефтенасыщенные.

По такому принципу разработаны теоретические основы, алгоритмы и программы расчета приведенных ниже геолого-математических моделей для под- счета запасов газа.

5.9. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УЧЕТА ГОРНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ОЦЕНКЕ НАЧАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Многочисленные исследования показывают, что после разбуривания и на- чала разработки газовых и газоконденсатных месторождений на истощение по мере уменьшения пластового давления их коллекторы подвергаются деформа-

479

ции под действием горного давления, что вместе с изменением свойств насыщающих коллектор газов существенно влияет на показатели разработки. При- чем процесс деформации может быть очень длительным или даже непрекращающимся, что указывает на его релаксирующий характер. Процессы деформации в особенности происходят на больших глубинах, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением из-за недоуплотненности скелета слагающих их коллекторов.

Для эффективной разработки газовых месторождений необходимо уже на ранней стадии разработки достоверно оценивать начальные балансовые запасы месторождений. Ниже приведены методические основы определения извлекаемых запасов газовых месторождений с учетом деформации пластов.

Для определения извлекаемых запасов газовых месторождений предложена модель, непосредственно учитывающая проявление горного давления и изменения вследствие этого порового объема.

Как было отмечено выше, одним из методов подсчета запасов газа, наряду с объемными, является метод, основанный на использовании уравнения материального баланса — метод падения пластового давления. Графической интерпретацией материального баланса является линейная экстраполяция зависимо-

ñòè p/z (p) îò ∑Qã по получаемой промысловой информации. Однако эта за-

висимость имеет линейный характер только в условиях проявления чисто газового режима и отклоняется от прямой с началом проявления водонапорного режима, влияния горного давления и т.д.

БАЛАНСОВЫЕ СООТНОШЕНИЯ В ДЕФОРМИРУЕМЫХ ПЛАСТАХ

При разработке месторождений с аномально высоким пластовым давлением темпы снижения давления существенно зависят от процессов деформации пластов.

Как показывают экспериментальные исследования, снижение внутрипорового (пластового) давления ведет к уменьшению пористости, причем это изменение происходит не мгновенно, а с некоторым временем запаздывания.

В наиболее общем виде линейная связь между пористостью и падением давления в этом случае может быть написана в виде:

t	− p%(τ))K(t, τ)dτ,
m(t) = m0 − β∫(p0		(5.83)
0		ð — ñðåä-
ãäå ð0 — начальное пластовое давление, m0 — начальная пористость,
		%

нее пластовое давление, K(t, τ) — ядро ползучести.

Если деформационные процессы характеризуются одним временем релаксации T, то можно принять, что

K(t, τ) = K		−t −τ	(5.84)
	å	T .
0

Реальные пластовые системы характеризуются целым спектром релаксационных времен T1, T2, ..., Tn, что значительно усложняет математическое описание в рамках релаксационного формализма.

Достаточно простые модели таких систем могут быть получены путем введения времени задержки (Лага) деформации в уравнении (5.83).

480

	В рамках такого подхода можно положить:
	m(t) = m0 − β(p0 − p%(t − τ)),										(5.85)
что может быть получено из (5.83) при
			K(t, τ) δ(t − τ − θ),								(5.86)
ãäå	(t) — дельта-функция Дирака.
	Уравнение материального баланса в деформируемых пластах имеет вид:
	ð				p		ð% (t)
	α%0Ω0		0	= ϕ	àò	Qäîá (t )+ α% (t)Ω(t)				,	(5.87)
			0					(	)
		z			z
							z p%	t
ãäå α%	— коэффициент газонасыщенности, Ω — поровый объем залежи,										=

= Tïë/T0; Tïë, T0 – пластовая и устьевая температуры, z — коэффициент сверхсжимаемости при температуре Òïë, ðàò — атмосферное давление, α%0 , 0, z0 —

начальные значения соответствующих величин. В соответствии с (5.83) можно принять:

α% (t)Ω(t) = α%0Ω0 −β∫t (ð0 − ð%)K (t,τ)dτ,				(5.88)
	0
или, используя (5.85):
α% (t )Ω(t ) = α%0Ω0	− β	ð0	− ð% (t − θ) .	(5.89)

Если время задержки мало, то деформация пласта проявляется уже на ранней стадии разработки месторождения. Если же время задержки (запаздывания) достаточно велико, то начальный участок зависимости приведенного давления ð%z(ð%) от добытого количества газа Qäîá(t) является прямолинейным, и только при временах, больших θ, график зависимости p/z îò Qäîá начнет отклоняться от прямой вверх.

Совместный учет времени релаксации T (ядро в виде (5.84)) и времени задержки (ядро в виде (5.85)) приводит к уравнению вида:

Ò	dαΩ% (t)	+ α%(t)Ω(t) = α%	0Ω0 − β[p0 − p%(t − θ)].	(5.90)
	dt

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТОВ МОДЕЛИ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

В деформируемых пластах уравнения материального баланса имеют вид (5.87) и (5.90).

Введем следующие обозначения:

Q∞ =	α%0Ω0p0zàò	,	ω = αΩ% z .
	z0ϕpàò		ϕpàò

Тогда уравнения (5.87) и (5.90) запишутся в следующем виде (чтобы упростить использование входной информации, примем, что в уравнении (5.90)

481

значение p = p% =

p

) :

z (p)

Q

∞

−Q = ωp%,

T

dω

+ ω = ω

− β p%

− p%

(

t − θ

,

(5.91)

dt

0

1

0

)

)

0

(

0

ω

= ω ,

ãäå

ω =

α%

0Ω0zàò

;

β = β

zàò

.

0

ϕðàò

1

ϕðàò

Пусть имеются данные по измерению приведенного пластового давления ð% и суммарного отбора Q в момент ti, i = 1, 2, ..., n. Для удобства в (5.91) вве-

дем безразмерные переменные:

t = t tn , f1 = p% p%0 , y = Q Qn ,

g =

p%0

(ω− ω ), a =

Q∞

,

a = ω0 p%0

,

Qn

0

1

Qn

2

Qn

a

=

T

, a

= β

p%0

, f

=

f (τ− θ) −1.

3

tn

4

1 Qn

2

1

Тогда (5.91) можно переписать в виде:

à1 − ó (τ) = [g(τ) + a2 ] f1(τ),

dg

+ g

= a3 f2

(τ),

(5.92)

a4

dτ

g(0) = 0.

Таким образом, необходимо по значениям ói, f1i, оценить коэффициенты à1,

à2, à3, à4, θ.

Предположим, что значение θ задано. Значения остальных коэффициентов будем искать итеративно по алгоритму, использующему теорию чувствительности:

ài(k +1) = ài(k) + ∆ai(k), i = 1, 2, 3, 4;

ãäå ài(k) находятся из системы линейных алгебраических уравнений

		4
(∆y, ui ) = ∑(uj , ui )∆aij ,
		j=1
		1
(u,v) = ∫uvdτ, ∆y = y − y%,
		0
ãäå y% — решение (5.92) при	ài	= à(k); ui — так называемые функции чувстви-
		i
тельности: u1 = 1, u2 = f1 (τ),	u3 = v3 f1(τ), u4 = v4 f1(τ), v3 è v4 удовлетворяют

дифференциальным уравнениям (ài = ài(k)):

482