Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 24

Сюда можно отнести разработку:

технологии очистки забоя газовых скважин от песка и шлама с помощью эжекторных устройств;

технологии испытания поисковых и разведочных глубоких сква­жин с помощью УГИС;

технологии интенсификации притока нефтяных скважин Урен­гойского ГКМ с помощью УГИС (в т.ч. щадящих селективных технологий для скважин с низким качеством цементного кольца);

технологии удаления жидкости с забоя газовых скважин с помощью жидкостного (двухрядный лифт) и газожидкостного (с ис­пользованием газа высокого давления) эжекторов;

газовых эжекторов для подключения в работу газовых скважин с низкими пластовыми давлениями и утилизации газа из конден­сатохранилищ;

50

технологии добычи нефти с высоким газовым фактором из низкодебитных скважин;

модификации УГИС с газовым эжектором, что позволит ос­ваивать после бурения газовые скважины с низким пластовым дав­лением, проводить их исследования и испытания.

© Г.М.Гереш

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В

СИСТЕМЕ: ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ -

ВОДОНАПОРНЫЙ БАССЕЙН ПРИ

НЕДОСТАТОЧНОМ ИНФОРМАЦИОННОМ

ОБЕСПЕЧЕНИИ (НА ПРИМЕРЕ УРЕНГОЙСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Гереш Г.М. (ВНИИГаз)

Практика разработки крупных месторождений газа севера Тю­менской области, приуроченных к сеноманским отложениям, показала, что через 3-5 лет с начала ввода залежи устанавливается упру-говодонапорный режим эксплуатации. Другими словами, существует активная связь между падением пластового давления в газовой части к в подстилающем ее водоносном бассейне.

Как отмечалось ранее [1], оценка внедрения количества воды в газовую часть методом укрупненной скважины часто приводит к неадекватности модели реальному процессу и, как следствие этого, ошибочным прогнозам темпов и объемов обводнения этих место­рождений.

Для обеспечения точности результатов расчетов внедрившейся воды необходимо иметь определенный уровень информации. Но, как правило, фонд пьезометрических скважин небольшой и замеры на них проводятся не часто. При эксплуатации месторождений газа в условиях упруговодонапорного режима требуется знать параметры и особенности поведения водонапорного бассейна не только в пределах залежи, но и за контуром газоводяного контакта (ГВК), это дает возможность более качественно осуществлять анализ и прогноз раз­работки газовых залежей.

Распределение пластовых давлений в системе: газовая залежь - водонапорный бассейн на определенный момент времени находится решением задач газогидродинамики, и в настоящее время существует

51

ряд моделей, позволяющих реализовать эти задачи для конкретных месторождений.

В данной работе для Уренгойского газового месторождения используется блоковая модель для прямой и обратной задач раз­работки [ 1 ]. Затем для изучения взаимовлияния газовой и во­доносной части построены три профиля изменения пластового давления во времени [2]. Первый профиль проходит вдоль цент­ральной части, два других - поперечные и пролегают они через районы УКПГ-1 и УКПГ-8 (см .рис. 1, 2, 3).

На этих профилях, построенных с интервалом времени один год на даты 1984-1988 гг., хорошо наблюдаются особенности разработки системы: газовая залежь - водоносный бассейн в отдельных ее частях. Так, например, в центральной части месторождения падение пластового давления более интенсивное, чем в периферийных зонах. Это относится и к газовой и к водоносной частям. В каждой точке профиля давлений с течением времени можно установить ту или иную тен­денцию. Ниже приведено изложение данного вопроса.

Установив зависимость падения давления, можно делать про­гнозные расчеты падения пластового давления в обеих частях системы.

В данном случае составлен прогноз падения пластового давления в каждой точке, через которые был выбран профиль, на один год вперед (т.е. конец 1989 г.). Проведена аппроксимация эпюр пластовых давлений в газовой залежи и подстилающем водоносном бассейне для трех профилей.