Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 20

Начальное Р0=36 МПа.

Первоначально в качестве нижнего предела коллекторов приня­то значение пористости 8 %, что определило запасы высокопро­дуктивных зон в размере 200 млрд.м1 (V] = 200 млрд.м3; V2 = 170 млрд.м3; Ь= V2/Vi = 0,85).

При разработке залежи получена зависимость Р (t) от Q«h пока­занная на рисунке.

Зависимость   Р {Qei)) на    рисунке имеет три характерных участка:

• пгд = 0-27 млрд.м3 - нелинейная зависимость ?{ от   Огд,

связанная с ростом Q\ и изменением отношения qn = ^г/п ;

/1/1

46


 

ISO        200        250        300

 350        400

 млрд м3



Зависимость приведенного пластового давления Р, = Р, / Z от накопленной добычи при различных темпах разработки Qt* - Qx / v

-♦~ - фактические данные;

1  - начальный участок,        Q*^ -0,026

2  - прямолинейный участок, Q* < 0,026

3  - нарушение линейности,   £>,* > 0,026-0,035
- - - прогноз;

4  - отключение запасов, V2 = 170 млрд.м3

5  - £>,*= 0,035, запасы V2 = 250 мпрд.м*

6  - Q* = 0,026, запасы V2 - 250 млрд.м'

?(,   =36МПа Р,* = 34,6 МПа


47


- ^г0 = 27-90 млрд.м" - линейная зависимость Pj  от  Q№ ко­торую можно описать формулой (1)"


 


висимости  Р

9

формуле (2)

> 90 млрд.м3 - происходит нарушение линейности за-|  Р {Qzd) с увеличением темпов падения давления  Р   в


 Р      Wi      V,

где Qai(to) - накопленная добыча на конец первого участка (Qe(r 27 млрд.м3); Ру* = 34,6 МПа - значение Р при экстраполяции линей­ного (второго) участка до Q^ = 0; \~г/() } -Яп ~ среднее значение ин­тенсивности перетока на первом участке.

Если принять V| = 200 млрд.м3, то <:/«= l^] ~ 0,58, т.е. средний переток газа на первом участке составил 58 % от годового отбора.

Линейная зависимость Р (Q^) на втором участке свидетельст­вует о постоянстве qn = (Q21 Q\)i = const. Это значение можно опре­делить из (2) по наклону зависимости: Р {Q^) -X.


2 —

1-

= 0,00253.                (4)

У у

■ft'2

Отсюда, при условии V|. = 200 млрд.м1, получаем, что на вто­ром участке f -у(л) = 0,494 .Это означает, что при увеличении годо­вого отбора газа до 9,5 млрд.м3 (Q. = {—/у = 0,047; Q* =   &   -0,026), увеличивается   и   переток   газа   из      V2      до      4,7   млрд.м3

=0,028).

Гемпы истощения запасов V| и V2 при этом практически оди­наковы (при принятых значениях V] = 200 млрд.м3 и V2 = 170 млрд.м*):

48


•  для запасов  Vi                  = 0,024;

•  для запасов V2     7^ = 0,028.

В дальнейшем с увеличением годовых отборов до 12,5-13,0 млрд.м3 (б, = 0,0625-0,065 или Q*= 0,034-0,035) произошло наруше­ние линейности Pi(Q^): при Qaj= 110 млрд.м3 Р =24МПа; а при Q* = 120 млрд.м3 Р =22,3 МПа,

В течение года темпы разработки достигали максимальных ве­личин: Qm = 0,075 - 0,08  и   Q* = 0,04 - 0,043 .

Принимая условно, что на этих интервалах времени сохрани­лась средняя интенсивность перетоков, получим систему из трех уравнений, решая которую, установим значение Х2= 0,00253; Л,= 0,00347; Я4= 0,0047.

Из этих коэффициентов устанавливаются значения интенсивно­сти перетоков при принятии V[ = 200 млрд.м3:

Отмечено резкое сокращение интенсивности и абсолютной ве­личины перетоков газа О2 с 4,7 млрд.м3 до 0.78 млрд.м3.

Эти факты можно объяснить на основе двух крайних версий (гипотез) происходящих процессов.

Первая версия (наиболее пессимистическая) связана с тем, что снижение интенсивности перетоков обусловлено отключением части ранее дренируемых низкопроницаемых запасов из-за обводнения, увеличения предельного градиента давления при снижении пластово­го давления и других причин. В этом случае, приняв предположение о сохранении темпов истощения запасов   V2   на прежнем уровне

Скачать файл