Способ контроля разработки газового месторождения

Способ контроля разработки газового месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к способам контроля разработки газовых месторождений с использованием методов разведочной геофизики.

Известен способ контроля разработки газовых месторождений, при котором в пределах площади месторождения проводят повторные гравиметрические наблюдения и по положительным вариациям силы тяжести судят о подъеме газоводяного контакта и прогнозируют участки возможного обводнения (Лоджевский М.И., Михайлов И.Н., Розенберг В.Н., Чертовских К.А. Гравиметрический контроль при разработке месторождений углеводородов и эксплуатации ПХГ. // Разведка и охрана недр. - 2002. - №2. - с.23-26).

Однако такой способ контроля применим только на поздней стадии эксплуатации месторождения, когда наступает водонапорный режим, и позволяет контролировать лишь продвижение воды в залежь.

Известен способ определения режима разработки газового месторождения и запасов газа, основанный на измерениях изменений во времени пластового давления при увеличении объема отобранного газа и построении графика зависимости давления от объема добычи, при прямолинейном характере которого определяют газовый режим разработки месторождения (Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988. - с.126.).

Недостаток способа - неоднозначность принимаемого решения о смене режима, так как имеются две существенно разные причины, одинаково проявляющиеся нарушением прямолинейного характера зависимости давления от объема. Первая причина - смена газового режима на водонапорный или смешанный; вторая - вовлечение в разработку дополнительных высокопродуктивных зон дренирования. В обоих случаях темп падения пластового давления замедляется, что и приводит к нарушению прямолинейности графика. Кроме того, способ не применим при контроле отработки участков неоднородного по строению месторождения, которые удалены от эксплуатационных скважин, например периферийных зон залежи, где отсутствуют данные как об объемах отбора газа, так и об изменениях пластового давления.

Известен также способ контроля, выбранный в качестве прототипа, при котором измеряют текущее пластовое давление в специально пробуренных наблюдательных скважинах, расположенных на различных участках месторождения, в том числе и на периферии залежи, и по падению пластового давления судят о режиме и о степени отработки данного участка, т.е. о количестве отобранного здесь газа (Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. - М.: Недра, 1993. - с.70, 105.).

Однако эффективность такого контроля невысока. Как и предыдущий способ, он имеет тот же недостаток - не позволяет однозначно судить о смене режима по характеру кривой падения давления со временем. Не дает он возможности однозначно оценить и степень отработки данного участка, т.к. падение давления зависит не только от объемов отбора, но и от первоначальных запасов газа на данном участке. Определить, чем вызвано, например, быстрое падение давления - малыми исходными запасами газа, или высокими темпами его выбытия, невозможно.

Цель изобретения - повышение эффективности контроля разработки газового месторождения за счет уменьшения неоднозначности мониторинга режима и оценки степени выработки различных его участков.

Поставленная цель достигается тем, что в способе контроля разработки газового месторождения, основанном на проведении повторных гравиметрических наблюдений и

измерении текущих пластовых давлений в наблюдательных скважинах, повторные гравиметрические наблюдения и измерения давлений в наблюдательных скважинах совмещают во времени, для каждого обособленного участка месторождения строят график зависимости изменений во времени значений силы тяжести от изменений пластового давления, нормированного на коэффициент сверхсжимаемости и величину абсолютной пластовой температуры, при прямолинейном виде графика идентифицируют газовый режим отработки участка, а при нарушении прямолинейности - смену режима, экстраполируют прямолинейный график к точке, в которой падение давления достигнет величины первоначального давления в пласте, находят соответствующее этой точке значение максимального для данного участка приращения силы тяжести и по отношению текущих значений приращения силы тяжести к максимальному, выраженному в процентах, определяют степень выработки запасов газа этого участка.

Для определения соотношения запасов различных участков месторождения определяют угловые коэффициенты прямолинейных графиков зависимости изменений силы тяжести от изменений пластового давления, построенных для разных участков, и по отношению угловых коэффициентов оценивают соотношение объемов газа.

На фиг.1 показан график зависимости изменений во времени значений силы тяжести от изменений нормированного пластового давления, иллюстрирующий изменение режима разработки. На фиг.2 приведен график зависимости с экстраполяцией его к точке максимально возможного падения давления.

Способ осуществляется следующим образом.

Перед началом эксплуатации месторождения или на раннем этапе его разработки проводят первый цикл измерений силы тяжести, располагая пункты гравиметрических наблюдений вблизи устьев наблюдательных скважин на различных участках месторождения. Одновременно в наблюдательных скважинах осуществляют замеры пластовых давлений и температур. При этом значения давлений нормируются по величине коэффициента сверхсжимаемости и абсолютной пластовой температуры. Последующие совмещенные наблюдения осуществляют периодически во времени по мере разработки месторождения.

Значения силы тяжести и нормированного давления, полученные при последующих наблюдениях, вычитают из начальных значений, зафиксированных при первом цикле наблюдений. Накопленные в течение нескольких повторных наблюдений приращения силы тяжести δg(t) и значения изменений нормированных давлений ΔP_n(t) используют для построения графика 1 на фиг.1. Характер графика, построенного для конкретного участка, зависит от режима его разработки.

При газовом режиме объем порового пространства, занимаемого газом в пласте, не изменяется, за счет отбора уменьшается только его масса, что приводит к уменьшению первоначальной плотности газа. Поэтому аналитические выражения для силы тяжести, полученные при первом цикле наблюдений (в момент времени t₀) и в какой-либо последующий момент времени t, будут иметь сходный вид:

и

где f - гравитационная постоянная;

ρ₀ и ρ_t - плотности газа в моменты времени t₀ и t;

V - объем, занимаемый газом, по которому выполняется интегрирование;

r - удаление элементарного объема газа dv от точки наблюдения.

Приращение силы тяжести относительно исходного значения составит:

Изменение плотности газа можно выразить через изменение давления в залежи, воспользовавшись уравнением Клайперона-Менделеева:

PV=zGRT,

где Р - давление;

V - объем газа;

z - коэффициент сверхсжимаемости;

G - масса газа;

R - газовая постоянная;

Т - абсолютная температура.

Отсюда для двух рассматриваемых моментов времени получим

и

Подставляя в (1), получим

или

где

Как видно из полученного выражения (2), при газовом режиме соотношение между приращениями силы тяжести и изменениями нормированных пластовых давлений имеет прямолинейный характер.

Поэтому, если график 1 (фиг.1) - прямая линия, то констатируют газовый режим разработки данного участка месторождения. При нарушении прямолинейности, появлении точки излома 2 графика 1 фиксируют в данный момент времени смену режима.

Для определения степени отработки конкретного участка на стадии газового режима экстраполируют отвечающий ему прямолинейный график зависимости приращений силы тяжести от падения нормированного давления к точке 3 (фиг.2), в которой падение давления ΔP_n(t) достигнет величины первоначального давления в пласте P_n(t₀). Определяют ординату этой точки и тем самым находят максимально возможное для данного участка приращение силы тяжести δg_max, которое будет достигнуто при полном отборе газа. Степень выработки запасов участка для момента времени t рассчитывают из соотношения q=δg(t)/δg_max·100%.

Для вычисления соотношения запасов различных участков месторождения находят угловые коэффициенты графиков 1, построенных для разных участков, а затем их отношения, которые равны отношению объемов газа на этих участках. Например, для двух участков k и m отношения угловых коэффициентов пересчитывают в соотношение объемов:

1. Способ контроля разработки газового месторождения, основанный на проведении повторных гравиметрических наблюдений и измерений текущих пластовых давлений в наблюдательных скважинах, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности контроля за счет уменьшения неоднозначности мониторинга режима и оценки степени выработки различных участков месторождения, повторные гравиметрические наблюдения и измерения давлений в наблюдательных скважинах совмещают во времени, для каждого обособленного участка месторождения строят график зависимости изменений во времени значений силы тяжести от изменений пластового давления, нормированного на коэффициент сверхсжимаемости и величину абсолютной пластовой температуры, при прямолинейном виде графика идентифицируют газовый режим отработки участка, а при нарушении прямолинейности - смену режима, экстраполируют прямолинейный график к точке, в которой падение давления достигнет величины первоначального давления в пласте, находят соответствующее этой точке значение максимального для данного участка приращения силы тяжести и по отношению текущих значений приращения силы тяжести к максимальному, выраженному в процентах, определяют степень выработки запасов газа этого участка.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью определения соотношения запасов различных участков месторождения, определяют угловые коэффициенты прямолинейных графиков зависимости изменений силы тяжести от изменений нормированных значений пластового давления, построенных для разных участков, и по отношению угловых коэффициентов оценивают соотношение объемов газа.