Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 120

В то же время в отложениях, залегающих ниже сеномана, от­крыт ряд сравнительно небольших по запасам газовых залежей, при­уроченных к низам марресалинской и танопчинской свит, промыш­ленная эксплуатация которых, по всей видимости, будет нерента­бельна:

•  небольшие мощности продуктивных пластов от 01 до 10 м,
при этом ряд залежей подстилаются водой;

•  сравнительно большие глубины залегания залежей
(1550-1750 м);

•  значительно отличающиеся от разработанных сеноманских залежей пластовые давления ( 155-175 кг/см ).

В этой связи встает вопрос о возможности вовлечения в разра­ботку нижележащих продуктивных пластов с минимальными затра­тами.

Одним из наиболее реальных путей реализации данного пред­ложения является организация перетоков газа из нижележащих про­дуктивных пластов в сеноманскую газовую залежь за счет освоения разведочных скважин, имеющих удовлетворительное техническое состояние и вскрывших продуктивные пласты.

283


В теоретическом плане задача расчета характера перетоков сво­дится к решению системы уравнений

22                                     q2;                         (1)


где Рпл] Pim2 - текущие пластовые давления соответственно выше - и нижележащих залежей;

Рз1 Рзг - текущие забойные давления;

аь а2, вь в2 - коэффициенты фильтрационного сопротивления соответствующих залежей;

q - средний дебит перетока газа в одной скважине;

0 - коэффициент гидравлического сопротивления скважины в интервале продуктивных пластов.

Решение системы уравнений (1) относительно величины еди­ничного перетока (дебита одной скважины) дает следующее выраже­ние:

§~       в1")1 + 4 • 2 + В, ■ els + в) ■ (р^ + рД • cls) 2-щ- с2*

 в)

0,3415-p-L

---------------- —~i    (2)

2-1

где р - относительная плотность газа по воздуху;

L - расстояние между серединами интервалов перфорации про­дуктивных пластов;

2 - средний коэффициент сверхсжимаемости;

Т - средняя температура.

Зная дебит одной скважины в текущий момент, можно рассчи­тать накопленные перетоки:

"■ Qt=k]qtdt ,                                                                           (4)

о где Qt - объем перетоков к моменту t; к - количество скважин.

Выражение (4) решается методами численного интегрирования с учетом уравнения материального баланса для газового или упруго-водонапорного режима работы залежи, в зависимости от конкретных геологических и газогидрогеологических условий.

284


Рассмотрим пример расчета характера перетока газа для усло­вий продуктивных пластов ханты-мансийской (ХМ) в районе ныдин­ской площади Медвежьего месторождения.

Исходные данные для расчета приведены в табл.1

Таблица 1 Исходные данные для расчета объемов перетока газа

Параметры

Сеноманская залежь

Пласты группы ХМ

Количество скважин, шт.

10

10

Диаметр скважины, мм

114

114

Запасы газа, млрд.м3

260

33

Пластовое давление, кг/см2

50

157,6

Фильтрационные коэффициенты:

а б

0,24 0,000483

4,8

0,008

Глубина продуктивного горизон­та, м

1250

1650

Расчеты контрольного примера проведены для условия отсутст­вия добычи газа из сеноманской залежи. Результаты расчета пред­ставлены в табл. 2. Анализ параметров работы залежей в режиме пе­ретоков показывает, что данное техническое решение вполне может быть реализовано на Медвежьем месторождении.

Например, капитальный ремонт, освоение и соответствующее оборудование десяти разведочных или других скважин, не пригод­ных для эксплуатации, для условий ныдинской площади могут в обо­зримом периоде увеличить дренируемые запасы на 5-7 %. При этом увеличивается запас пластовой энергии, что ведет к повышению эф­фективности работы промысла.

Как следует из расчетов, технологические режимы работы скважин, оборудованных для перетоков, будут вполне отвечать предъявленным к ним требованиям.