Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі

Коефіцієнти, що характеризують газовіддачу. Більшість газових родовищ приурочена до пластових водонапірних систем і розробляється в умовах надходження в газонасичену частину пласта крайових або підошовних вод. Розробка газових родовищ при водо-

напірному режимі характеризується неповним витісненням газу водою з пористого середо­вища і нерівномірним (вибірковим) переміщенням газоводяного контакту.

Залежно від фізико-літологічних характеристик продуктивних пластів та умов їх обвод­нення коефіцієнт залишкової газонасиченості пористого середовища при витісненні газу во­дою може змінюватись від 0,1 до 0,5. Вибіркове просування пластової води по площі газо­носності та продуктивному розрізу викликане неоднорідною будовою і нерівномірним дре­нуванням газоносних пластів. Воно призводить до передчасного обводнення свердловин, розміщених на водонебезпечних напрямах, аж до повного відключення всіх видобувних свердловин на родовищі при наявності ще значних запасів газу в газонасиченій частині пла­ста. Крім того, вода обходить і відключає за фронтом витіснення окремі ділянки з початко­вою газонасиченістю. В обводненій зоні залишається як мікрозащемлений газ в результаті неповного витіснення газу водою з пористого середовища, так і макрозащемлені об'єми га­зу, що зумовлені нерівномірним просуванням пластової води і проявом граничного градієнта тиску в малопроникних прошарках при фільтрації газу і води. Макрозащемленню газу сприяє зниження відбору газу зі свердловин з моменту появи води в їх продукції, проведен­ня ізоляційних робіт в обводнених свердловинах та їх передчасне відключення. В результаті мікро- і макрозащемлення газу водою в пористому середовищі зменшується коефіцієнт га-зовіддачі пласта. У випадку газоконденсатних родовищ з газом втрачається конденсат і зменшується коефіцієнт конденсатовіддачі. За промисловими даними, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовищ при водонапірному режимі змінюється від 40 до 98 % , становлячи в середньому 70 - 85%.

В основу розрахунку коефіцієнта кінцевої газовіддачі покладено рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі (7.19), яке можна представити у вигляді

 

де , - залишкові запаси газу відповідно в газонасиченій та обводненій зонах пласта на момент часу t.

Підставляючи вирази для початкових і залишкових запасів газу в газонасиченій і обвод­неній зонах пласта з рівняння (7.19) в рівняння (8.2), одержимо такі залежності для визна­чення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі: при повному обводненні родовища

(8.9)

 

при частковому обводненні родовища

(8.10)

 

де — кінцеві середні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні; , — коефіцієнти надстисливості газу при температурі і відповідно при тисках і

Рівняння (8.10) можна записати у такому вигляді:

 

де — коефіцієнти кінцевої газовіддачі відповідно обводненої і газонасиченої частин пласта. В більшості випадків

 

З рівнянь (8.9), (8.10) видно, що коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при водо­напірному режимі тим більший, чим менші розміри обводненої зони, нижчі кінцеві пластові тиски в обводненій зоні і газонасиченій частині родовища і менший коефіцієнт залишкової газонасиченості.

При певних значеннях характеристик процесу обводнення продуктивних пластів ко­ефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі може бути вищий, ніж при газовому. Для цього необхідно, щоб виконувалася така умова:

або

 

У цьому випадку кількість защемленого газу в одиниці обводненого перового об'єму бу­де нижчою від кількості залишкового газу в тому ж об'ємі при газовому режимі.

Стосовно багатопластових родовищ для характеристики процесу витіснення газу водою запропоновано додатково використовувати коефіцієнт охоплення пласта витісненням, який являє собою відношення обводненого порового об'єму родовища до об'єму родовища в ме­жах зони витіснення між початковим контуром газоносності і положенням передньої кром­ки фронту води в найбільш обводненому пласті. Розрізняють також коефіцієнти охоплення витісненням за об'ємом (розрізом) і за площею Коефіцієнт, дорівнює відношенню обводненого порового об'єму родовища до суми порових об'ємів окремих пластів у межах зони витіснення в кожному пласті. Коефіцієнт показує, яка частина площі газоносності розміщена в межах зони витіснення.

З аналізу рівнянь (8.9), (8.10) і розгляду фізичної сутності процесу розробки газових родовищ при водонапірному режимі випливають такі напрямки підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі:

попередження обводнення газового родовища або зменшення кількості води, яка в нього надійшла (і відповідно розмірів обводненої зони);

забезпечення рівномірного переміщення контуру газоносності;

запобігання макрозащемленню газу в пласті та створення умов для більш повного витіснення газу водою з пористого середовища з метою зменшення коефіцієнта залишкової газонасиченості;

зменшення тиску защемлення газу водою;

видобуток залишкового газу з обводнених пластів.

Вплив геолого-промислових факторів. 1. Коефіцієнти витіснення газу водою і за­лишкової газонасиченості залежать від коефіцієнта початкової газонасиченості В об­ласті малих значень початкової газонасиченості (до 0,08-0,1) практично весь газ защем-люється водою в пористому середовищі й залишкова газонасиченість близька до початкової. При більших значеннях початкової газонасиченості залишкова газонасиченість, збільшуючись з ростом , стає помітно меншою. Для зцементованих порід зростає в усь­ому діапазоні зміни , а крива поступово стає пологою. У випадку незцементо-ваних порід після досягнення граничного значення зростання залишкової газонасиченості змінюється її спадом.

2. Коефіцієнт залишкової газонасиченості зменшується з ростом відношення ко­ефіцієнтів динамічної в'язкості води і газу, а також у разі погіршення змочуючих характе­ристик води і збільшується у разі росту поверхневого натягу на межі розділу вода - газ. Крім того, адсорбція органічних речовин на поверхні породи перед фронтом води, що надходить,

 

а також гідрофобізадія пористого середовища зменшують коефіцієнт залишкової газонаси­ченості.

3. Зі зростанням температури коефіцієнт витіснення газу водою може збільшуватись, зменшуватись або залишатись практично постійним залежно від структури перового про­стору і середнього радіусу порових каналів. Ефективність витіснення газу водою з підвищенням температури збільшується для ущільнених порід зі середнім радіусом порових каналів менше (1—2) • ІО"6 м і погіршується для неоднорідних порід.

4. Коефіцієнт витіснення газу водою практично не залежить від тиску в області його зміни від атмосферного значення до 20 МПа, при більших значеннях тиску коефіцієнт витіснення газу водою монотонно зменшується з ростом його значень.

5. Коефіцієнти витіснення газу водою і залишкової газонасиченості залежать від будови продуктивних відкладів, їх макронеоднорідності. Шаруватість пласта і збільшення відношення проникностей окремих прошарків, чергування гідрофільних і гідрофобних ділянок або зон пласта з різними колекторськими властивостями і збільшення відношення їх проникностей, а також наявність довільної системи тріщин призводять до погіршення ефек­тивності витіснення газу водою порівняно з однорідними породами і упорядкованою систе­мою тріщин.

6. Деформація пласта під впливом ефективного гірничого тиску і нелінійні ефекти, вик­ликані початковим градієнтом тиску, призводять до зменшення коефіцієнта газовіддачі.

7. Дані про витіснення газу водою з природних і штучних пористих середовищ свідчать про відсутність універсальних залежностей між коефіцієнтом залишкової газонасиченості та петрофізичними характеристиками гірських порід - коефіцієнтами пористості, проник­ності та середнім радіусом порових каналів. Це пояснюється тим, що залишкова газонаси­ченість залежить в основному від особливостей будови порового простору, ступеня нео­днорідності його за розмірами пор, які не можуть бути повністю охарактеризовані ко­ефіцієнтами пористості, проникності та середнім радіусом порових каналів. В зв'язку з цим для оцінки коефіцієнта залишкової газонасиченості пропонують такі залежності [8]:

для пісковиків

= 0,62 - 1,3 [Л.Горрінг];

= 0,055 + 0,51 -0,69 ; =0,68 -0,197; =0,51- = 0,335 (у разі відсутності даних) [Е.Стоян, А.Телфорд];

[А.Й.Ширковський]; -(1/ )(0,024 К -0,257) [І.М.Фик];

= (0,182-0,017 +3- -0,3 + 0,187 К) [З.І.Джалілов];

для вапняків і доломітів

; = 0,335 (у разі відсутності даних) [Е.Стоян, А.Телфорд]; = (1 - 1,085 [А.Й.Ширковський],

 

де К — коефіцієнт абсолютної проникності; мкм2; _ коефіцієнт відкритої пористості; — початковий пластовий тиск, МПа; — перепад тиску (депресія на пласт), МПа.

8. Для гідрофільних пористих середовищ коефіцієнт витіснення не залежить від швид­кості заводнення (градієнта тиску) для всіх можливих на практиці їх значень. Це пов'язано з високими швидкостями капілярного всмоктування води в газонасичені породи, які змінюються від 21,14 до 25600 м/рік [8]. Вони значно перевищують фактичні швидкості переміщення газо-водяного контакту. В цих умовах капілярні сили мають вирішальний

 

вплив на розподіл фаз у пористому середовищі і величину коефіцієнта залишкової газона­сиченості. В умовах, коли пласт гідрофобний і капілярні сили протидіють витісненню газу водою з пористого середовища, можливе збільшення коефіцієнта витіснення у разі росту швидкості переміщення газоводяного контакту.

Для тріщинуватих колекторів з упорядкованою системою тріщин і тріщинувато-пори­стих порід збільшення вище певного (критичного) значення швидкості руху води в системі тріщин (тобто збільшення темпу відбору газу) призводить до зменшення коефіцієнта витіснення газу водою в безводний період. Для тріщинуватих колекторів із довільною систе­мою тріщин вплив швидкості закачування води (темпа відбору газу) на коефіцієнт витіснення не встановлено.

9. При постійному тиску після обводнення пористого середовища у разі подальшого за­качування води надходить незначна кількість газу, а коефіцієнт залишкової газонасиченості практично залишається постійним. Зміна залишкової газонасиченості через дифузію газу неістотна.

Не спостерігається також значного приросту видобутку газу при промивці водою тріщинуватого пласта з довільною і пласта з упорядкованою системою трі-щин, коли швидкість закачування води до прориву її нижча від критичної. Якщо швидкість витіснення газу водою із тріщинуватого пласта з упорядкованою систе-мою тріщин перевищує критич­ну, а також у випадку тріщинувато-пористих порід, в процесі подальшого закачування води вимивається додаткова кількість газу.

10. Заводнення газових родовищ в умовах безперервного зменшення пластового тиску характеризується більш високими коефіцієнтами газовіддачі, ніж заводнення при постійному тиску, що дорівнює початковому. Коефіцієнт газовіддачі зростає зі збільшенням темпа відбору газу (відношення початкового і кінцевого тисків), що може бути досягнуто форсуванням розробки газових родовищ.

Коефіцієнт газовіддачі залежить не тільки від співвідношення початкового і кінцевого тисків, але і від способу зменшення тиску. Найбільш високі коефіцієнти газовіддачі досяга­ються при заводненні пористого середовища після попереднього зниження тиску шляхом відбору частини газу, нижчі — при безперервному зменшенні тиску від початкового до зада­ного кінцевого.

Коефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі залежить як від геолого-промислової характеристики родовища (природних факторів), так і технологічних параметрів, і його можна регулювати вибором системи розробки родовища.

Збільшення газовіддачі пластів. Обводнення газових родовищ при наявності підошовних чи крайових вод —природний процес. З метою одержання високих значень ко­ефіцієнта газовіддачі необхідно перш за все забезпечити рівномірне переміщення контура газоносності. Для цього під час проектування розробки газового родовища потрібно відповідним чином розмістити свердловини на площі газоносності та призначити такі техно­логічні режими їх роботи (черговість уведення в експлуатацію і зміну в часі дебітів), які до­зволили б регулювати процес обводнення продуктивних відкладів. Здійснення запроектова­ної системи розробки в більшості випадків супроводжується нерівномірним переміщенням пластових вод, що викликано відсутністю на стадії проектування вірогідної геолого-промис­лової інформації. Тому в процесі відбору газу застосовують додаткові заходи щодо регулю­вання обводнення газових родовищ. Відомі такі способи регулювання переміщення пласто­вих вод.

1. Перерозподіл дебітів газових свердловин, закриття окремих видобувних свердловин на водонебезпечних напрямах і буріння додаткових свердловин у зонах, які недостатньо дренуються, і на ділянках сповільненого надходження води. Такий захід в більшості ви­падків призводить тільки до короткочасного зниження добових відборів води. Вода продов­жує надходити в родовище напрямками, які раніше склалися, внаслідок перепаду тиску

 

між водонапірною системою і газонасиченою частиною пласта, і обводнює інші свердло­вини.

2. Застосування комбінованої системи розкриття і відробки продуктивних пластів на ба-гатопластових родовищах, яка грунтується на підключенні у свердловинах, розміщених у центральній зоні, усіх або більшості газонасичених пластів, а в периферійних свердловинах - окремих пластів. При цьому кількість свердловин і темпи відбору газу з кожного пласта вибирають такими, щоб забезпечити рівномірне переміщення контура газоносності у всьому продуктивному розрізі або випереджуюче обводнення нижніх пластів. Застосування комбінованої системи обмежується у разі значної різниці колекторських властивостей про­дуктивних пластів, а також деякими техніко-економічними факторами.

3. Відбір частини води, що надходить у родовище, за допомогою "розвантажувальних" свердловин, розміщених поблизу початкового контуру газоносності на водонебезпечних на­прямках. Застосування даного методу пов'язане з необхідністю відбору й утилізації великих об'ємів води і буріння додаткових свердловин.

4. Закачування з поверхні в свердловини, які розміщені на водонебезпечних напрямках, газоподібних або рідких агентів з метою зменшення фазової проникності для води. Для ефективного регулювання необхідно створити значні за розмірами зони погіршеної проник­ності, що не реально. ,

5. Створення за контуром газоносності у високопроникних пластах бар'єрів просуванню води шляхом закачування через спеціальні свердловини в'язких агентів або тампонажних розчинів. В реальних умовах практично неможливо створити суцільний бар'єр на всю тов­щину пласта, непроникний для води і здатний витримати поступово зростаючий перепад тиску між водоносним басейном і газовим покладом.

Розглянуті методи регулювання обводнення газових родовищ не дають змоги істотно підвищити коефіцієнт газовіддачі та вимагають значних витрат для їх впровадження.

6. Застосування технології активної дії на водонапірний режим порівняно з іншими методами регулювання обводнення газових родовищ дає змогу значно підвищити ко­ефіцієнт газовіддачі з меншими витратами. В основу технології активної дії на процес вторг­нення пластових вод і обводнення свердловин покладені характерні особливості поведінки защемленого газу в обводнених об'ємах пласта при зменшенні в них тиску. В процесі зни­ження тиску залишковий газ спочатку розширюється і тільки після зменшення тиску на 23 — 27 % порівняно з тиском заводнення починає рухатись. Защемлення газу водою в пори­стому середовищі, його розширення і наступний рух при зниженні тиску призводять до істотного зменшення фазової проникності для води - у 24 - 100 раз і більше. Таким чином, для регулювання надходження води в газові родовища можна використовувати защемлений газ, створивши необхідні умови для його розширення і руху. Це досягається експлуатацією обводнених свердловин.

Для реалізації технології необхідно мати крім видобувних свердловин у центральній, найбільш продуктивній частині родовища, також сітку видобувних і контрольно-спосте- • режних свердловин у периферійній частині. Останні в міру обводнення переводяться у ви­добувні. У разі появи води в продукції свердловини продовжують її експлуатацію, підтримуючи технологічний режим роботи, який був до початку обводнення, або навіть форсуючи відбір газу і води. Це призводить до зменшення пластового тиску в районі даної свердловини, збільшення насиченості пор пласта залишковим газом і відповідно до знижен­ня фазової проникності для води. В результаті сповільнюється просування пластової води в зоні розміщення свердловини, що сприяє вирівнюванню контура газоносності. Одночасно із зони заводнення видобувається частина мікрозащемленого газу і залучається в розробку макрозащемлений газ із зон пласта, які вода обійшла і від'єднала, а також відбувається більш повне вироблення газонасичених пропластків у продуктивному розрізі свердловини і попереджується передчасне обводнення інших видобувних свердловин. За певних умов за-

 

стосування технології активної дії на водонапірний режим дає змогу не тільки сповільнити просування фронту води в газонасичену частину пласта, але й стабілізувати його.

Ремонтно-ізоляційні роботи в газових свердловинах слід проводити тільки у виключних випадках, наприклад, якщо свердловини розміщені в зоні тектонічних порушень, у разі роз­винутої тріщинуватості, надходження підошовних вод або заколонних перетоків чужих вод, тому що ізоляція є однією з причин макрозащемлення газу в пласті і не перешкоджає по­дальшому просуванню води в поклад з обводненням нових свердловин.

Для родовищ, які перестали розроблятись внаслідок повного обводнення всіх свердло­вин або вступили в завершальну стадію експлуатації, підвищення коефіцієнта газовіддачі досягається шляхом організації вторинного видобутку мікро- і макрозащемленого газу з об­воднених пластів. Мікрозащемлений газ перебуває у пористому середовищі в дисперговано­му стані, у вигляді окремих бульбашок. Для видобутку його необхідно знизити тиск в обвод­нених частинах пласта. Це призведе до розширення залишкового газу і створення сітки спо­лучених між собою каналів для його руху. Видобуток макрозащемленого газу, який перебуває у пористому середовищі у вигляді окремих "ціликів", можливий за допомогою буріння додаткових свердловин на газонасичені зони або зниження тиску в навколишніх об­воднених ділянках пласта шляхом експлуатації розміщених в них свердловин. Буріння до­даткових свердловин вимагає значних витрат і пов'язане з необхідністю встановлення зон розміщення "ціликів" газу. Тому основним методом підвищення коефіцієнта газовіддачі в заключний період розробки газових родовищ з водонапірним режимом є форсований відбір газу і води з обводнених свердловин. Макрозащемлений (вільний) газ практично без втрат проходить крізь водонасичену породу до видобувних свердловин, а в деяких випадках навіть захоплює за собою частину мікрозащемленого газу.

У початковий період зниження тиску в обводнених об'ємах пласта в основному видобу­вається вода. Дебіт її має максимальне значення, потім різко зменшується. Спочатку не­значний вихід газу поступово збільшується, досягає максимального значення при зниженні тиску до 0,23-0,33 від його значення на момент заводнення і надалі зменшується. Ана­логічно змінюється газоводяний фактор. При зниженні тиску до атмосферного видобу­вається практично весь защемлений газ, а загальний коефіцієнт газовіддачі наближається до 100%.

Інтенсифікувати процес видобутку защемленого газу можна шляхом форсування відбору газорідинної суміші з обводненого пласта. 3.ростом темпа відбору води зростають дебіт і газоводяний фактор, скорочується тривалість процесу видобутку защемленого газу і зменшуються сумарні відбори води. При цьому підвищенні дебіти води слід підтримувати тільки в початковий період, потім вони істотно падають.

Основні труднощі під час застосування технології вторинного видобутку газу пов'язані з відбором і утилізацією великих об'ємів води. Один із напрямків утилізації побіжних пласто­вих вод є закачування їх у виснажені газові пласти або нафтові поклади, що розміщені в продуктивному розрізі родовища, для підвищення їх газо- і нафтовіддачі. Для експлуатації обводнених свердловин можна використовувати газліфтний спосіб або свердловинні насо­си (штангові, електровідцентрові, гідропоршневі, газо- і водоструминні та ін).