RU2107154C1

RU2107154C1 - Способ разработки водоплавающих газовых или газоконденсатных месторождений

Info

Publication number: RU2107154C1
Application number: RU96120764A
Authority: RU
Inventors: С.Н. Закиров; В.И. Пискарев; П.А. Гереш; С.Е. Ершов
Original assignee: Закиров Сумбат Набиевич; Пискарев Владимир Игоревич; Гереш Петр Андреевич; Ершов Сергей Евгеньевич
Priority date: 1996-10-24
Filing date: 1996-10-24
Publication date: 1998-03-20

Abstract

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и предназначается для увеличения газоотдачи и темпов отбора из залежей. Сущность: способ разработки водоплавающей газовой или газоконденсатной залежи, включающий бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором газа из добывающих скважин. Предварительно отбор газа из скважин осуществляется с дебитом выше начального критического безводного дебита, фиксируют прорыв водяного конуса в скважину и допускают изменение дебита скважины по газу до достижения заданного газоводяного фактора, после чего отбор газа производят с поддержанием величины установленного газового фактора посредством изменения депрессии на пласт. Предлагаемый способ позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи, интенсифицировать дебиты скважин по газу и растянуть период рентабельной добычи газа. 3 ил.

Description

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и предназначается для увеличения газоотдачи и темпов отбора из газовых или газоконденсатных залежей, подстилаемых подошвенной водой.

Известен способ разработки водоплавающих залежей газа [1]. Согласно этому способу осуществляется кустовое разбуривание месторождения. При этом забои всех добывающих скважин располагаются выше начального газоводяного контакта (ГВК). Например, для условий сеноманской залежи Уренгойского месторождения расстояния от забоев скважин до ГВК составляет 30 м. Скважины отдельного куста имеют такое дифференцированное вскрытие, что в наибольшей степени дренируются верхние интервалы продуктивного пласта. Однако такой подход к разработке водоплавающих залежей газа не учитывает формирование конусов подошвенной воды и последующее обводнение и выбытие скважин из фонда эксплуатационных.

Известен также способ разработки водоплавающей газовой залежи, включающий бурение несовершенных по степени вскрытия скважин и эксплуатацию их в режиме критических безводных дебитов газа [2]. В известном способе учитываются реально протекающие в пласте процессы. При пуске в эксплуатацию газовой скважины с критическим безводным дебитом осуществляется безводная добыча газа. По мере продвижения в залежь подошвенной воды и уменьшения расстояния от забоя скважины до ГВК дебит скважины уменьшают так, чтобы образовавшийся конус воды оставался стационарным. Однако при использовании указанного способа дебиты скважины по газу в ряде случаев оказываются невысокими и в результате процесс разработки заканчивается при низкой величине коэффициента газоотдачи пласта.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки водоплавающих газовых месторождений, позволяющего осуществлять добычу газа более высокими темпами, следствием чего является повышение газоотдачи.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки водоплавающей газовой или газоконденсатной залежи, включающем бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором газа из добывающих скважин, согласно изобретению, предварительно отбор газа из скважин осуществляют с дебитом выше начального критического безводного дебита, после прорыва водяного конуса в скважины определяют текущее значение газоводяного фактора и продолжают отбор газа и воды до достижения заданного значения газоводяного фактора, после чего отбор газа и воды производят с поддержанием указанного заданного значения газоводяного фактора посредством изменения депрессии на пласт.

В основу изобретения положена идея отказа от режима критических безводных дебитов и замены его на найденный впервые авторами режим заданного газоводяного фактора. Величина заданного газоводяного фактора для каждой залежи является индивидуальной и она находится из учета нескольких факторов, первым из которых является стремление увеличения конечного коэффициента газоотдачи. Затем, как показывают выполненные исследования, переход на новый режим эксплуатации скважин приводит к росту дебитов газа по сравнению с критическими безводными дебитами газа, т.е. позволяет удовлетворить требованию интенсификации добычи газа во времени. Предлагаемый режим заданного газоводяного фактора предполагает, что допускается контролируемое поступление в скважину подошвенной воды. Контролируемый отбор воды, приводя к росту дебитов скважин и коэффициента газоотдачи, требует определенных капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Третий фактор, принимаемый во внимание, заключается в извлечении поступающей воды в режиме естественного газлифта.

На фиг. 1 изображен профильный разрез элемента разработки водоплавающей газовой залежи и сеточная область, на базе которой выполнены соответствующие газогидродинамические расчеты; на фиг. 2 - графически показано сопоставление зависимостей от времени дебитов газа при режиме критических безводных дебитов и при двух режимах заданного газоводяного фактора (1000 и 10000 м³/м³); на фиг. 3 - сопоставление динамик коэффициента текущей газоотдачи (отношение накопленного объема добытого газа к начальным запасам в пласте) для исследованных вариантов разработки.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание водоплавающей залежи газа горизонтальными или вертикальными скважинами. В случае вертикальных скважин они являются несовершенными по степени вскрытия. В случае горизонтальных скважин они располагаются ближе к кровле продуктивного пласта.

Водоплавающая газовая залежь вводится в эксплуатацию. При этом дебиты скважин по газу задаются выше критических безводных дебитов. После прорыва водяного конуса в некоторую скважину осуществляется замер ее дебита по газу и воде, т. е. ведется контроль за текущим газоводяным фактором (отношение стандартных м³ добываемого в единицу времени газа к м³ попутно добываемой воды).

После того, как газоводяной фактор достигает наперед установленной заданной величины, скважину продолжают эксплуатировать при поддержании указанного газоводяного фактора. Аналогичные операции производятся с другими скважинами по мере обводнения их продукции. В общем случае задаваемая величина газоводяного фактора может быть функцией времени.

Величина заданного газоводяного фактора устанавливается исходя из учета следующих условий:
увеличение конечной газоотдачи сверх той величины, которая ожидается при реализации режимов критических безводных дебитов;
интенсификация суточных отборов газа из каждой эксплуатационной скважины, что при прочих равных условиях способствует сокращению потребного фонда эксплуатационных скважин, а также снижению времени выработки запасов газа, но требует дополнительных затрат, связанных с утилизацией добываемой пластовой воды;
обеспечение работы фонтанного подъемник в режиме естественного газ-лифта.

Пример. Рассматривается элемент разработки водоплавающей газовой залежи, профильный разрез которой приводится на фиг. 1. Этаж газоносности составляет 30 м, коэффициенты пористости и газонасыщенности равняются 0,23 и 0,85 соответственно. Значения коэффициента проницаемости вдоль и поперек напластования составляют 0,2 и 0,02 мкм² соответственно. Длина сечения вдоль профильного разреза пласта равняется 3500 м. Горизонтальная скважина характеризуется длиной рабочего ствола в 500 м. Коэффициенты динамической вязкости газа и воды в пластовых условиях равняются 0,014 и 0.4 мПа•с соответственно. Зависимости фазовых проницаемостей от коэффициента водонасыщенности S_в таковы, что газ приобретает подвижность при S_в = 0,9, а вода при S_в = 0,25. Начальное пластовое давление равняется 12 МПа, пластовая температура -35^oC.

Исследуются следующие варианты разработки рассматриваемого элемента пласта.

Вариант 1, базовый. Добывающая скважина эксплуатируется при поддержании режима критических безводных дебитов. Момент окончания разработки залежи наступает, когда дебит по газу становится равным нерентабельному его значению (4 тыс. м³/сут) или срок разработки достигает 30 лет.

Вариант 2. Добывающая скважина эксплуатируется при поддержании режима заданного газоводяного фактора на уровне 10000 м³/м³. Условиями окончания разработки являются те же, что и в варианте 1.

Вариант 3. Данный вариант отличается от варианта 2 лишь тем, что газоводяной фактор задается равным 1000 м³ /м³, т.е. допускается большая степень обводнения добываемой продукции.

Результаты расчетов и их сопоставление приводятся на фиг. 2 и 3. Приводимые результаты получены на основе использования численного алгоритма решения задач трехмерной двухфазной фильтрации.

Рассмотрение фиг. 2 показывает, что отказ от режима критических безводных дебитов и использование предлагаемого режима эксплуатации сопровождается более благоприятной динамикой дебитов газа. При этом, чем большая степень обводнения продукции допускается, тем длительнее период рентабельной добычи газа. Последнее обстоятельство в совокупности с более высокими дебитами газа в случае реализации предлагаемой технологии разработки приводит к росту конечного коэффициента газоотдачи. Об этом убедительно свидетельствует фиг. 3.

Результаты расчетов показали также, что при реализации как базовой, так и предлагаемой технологии разработки снижаются во времени дебиты скважин, а значит, и отборы газа из месторождения. При этом они таковы, что поступление подошвенной воды практически предотвращает снижение начального пластового давления. Это означает, что в течение прогнозных периодов устьевые давления оказываются на уровне 10 МПа. В результате процесс разработки протекает при бескомпрессорной эксплуатации, что и позволило в качестве минимального рентабельного дебита задать величину в 4 тыс. м³/сут.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к эксплуатации скважин, дренирующих водоплавающую залежь газа. Кроме того, они показывают, что контролируемый отбор подошвенной воды обеспечивает получение более высоких дебитов газа, продление периода рентабельной его добычи и как следствие увеличение конечного коэффициента газоотдачи.

Claims

Способ разработки водоплавающей газовой или газоконденсатной залежи, включающий бурение скважин и вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором газа из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно отбор газа из скважин осуществляют с дебитом выше начального критического безводного дебита, после прорыва водяного конуса в скважины определяют текущее значение газоводяного фактора и продолжают отбор газа и воды до достижения заданного значения газоводяного фактора, после чего отбор газа и воды производят с поддержанием указанного заданного значения газоводяного фактора посредством изменения депрессии на пласт.