Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Степень изученности проблемы прогнозирования показателей создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях с помощью горизонтальных скважин 10
Глава 2. Возможность определения фильтрационных свойств путем использования данных закачки газа на примере Елшанского ПХГ 20
2.1 Определение фильтрационных свойств пласта путем использования данных закачки и отбора газа 20
2.2 Учет изменения физических свойств газа при определении коэффициентов фильтрационного сопротивления по данным закачки и отбора 25
Глава 3. Особенности циклической эксплуатации подземных хранилищ газа созданных на истощенных нефтяных месторождениях, на примере Елшанского ПХГ 50
3.1 Определение производительности горизонтальных газоых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах 50
3.2 Теоретические основы создания геолого-математической модели фрагмента истощенного нефтяного месторождения 60
3.3 Краткая геолого-промысловая характеристика Елшанского ПХГ 72
3.4 Создание геолого-математической модели фрагмента залежи Елшанского ПХГ 78
3.5 Прогноз добычи нефти в процессе циклической эксплуатации ПХГ 92
3.6 Возможность сокращения периода отбора в процессе циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных пластах 109
Глава 4. Создание ПХГ в истощенном нефтяном месторождении с использованием горизонтальных скважин 123
Основные выводы 145
Список литературы
- Степень изученности проблемы прогнозирования показателей создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях с помощью горизонтальных скважин
- Определение фильтрационных свойств пласта путем использования данных закачки и отбора газа
- Определение производительности горизонтальных газоых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах
- Создание ПХГ в истощенном нефтяном месторождении с использованием горизонтальных скважин
Введение к работе
В условиях России, где местонахождение ресурсов газа и его потребления находятся на значительном расстоянии и когда для подачи газа созданы мощные газотранспортные системы, работающие с высокой загрузкой, основным и наиболее эффективным методом регулирования сезонной неравномерности газопотребления и резервирования надежности подачи газа потребителям является создание подземных хранилищ газа.
В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа и развитие рыночных отношений увеличивают разрыв между летним и зимним потреблением. Значительно возросли суточные колебания. Теперь, когда за поставляемый газ приходится платить реальные деньги, предприятия стараются более экономно использовать энергетические ресурсы, и повышение температуры воздуха сопровождается более резким снижением потребления газа, чем в предыдущие годы. Для повышения надежности обеспечения России теплом в зимний отопительный сезон необходимо либо ввести дополнительные мощности по добыче и транспорту газа, либо создавать дополнительные объемы его хранения. Это означает движение на север, в необжитые районы Ямала и Западной Сибири и создание не только мощности по добыче и транспорту газа, но и жилья и инфраструктуры. За счет строительства ПХГ процесс продвижения на север можно затормозить, снизив капитальные и текущие затраты в несколько раз. Если же говорить об обеспечении суточных колебаний газопотребления, то альтернативы подземному хранению газа не существует.
В связи с этим модернизация и строительство ПХГ вошло в список первоочередных задач ОАО Газпром. В настоящее время разработаны две программы развития системы ПХГ — краткосрочная и долгосрочная.
Краткосрочная программа предусматривает модернизацию существующих газохранилищ, прежде всего с целью увеличения их суточной производительности. Долгосрочная программа рассчитана на введение в эксплуатацию новых ПХГ.
Выполнение этих программ невозможно без научного обоснования, без новых технических и технологических решений в области создания и эксплуатации подземных хранилищ газа
Подземные хранилища газа создаются в основном в водоносных структурах и на истощенных нефтяных и газовых месторождениях. Наиболее существенные трудности возникают при создании ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях.
При создании ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях в отличие от ПХГ создаваемых в водоносных структурах, несмотря на известность емкостных и фильтрационных параметров будущего хранилища газа возникают свои проблемы связанные с:
не герметичностью имеющихся нефтяных скважин
наличием остаточной подвижной нефти и воды, если месторождение разрабатывалось с поддержанием пластового давления закачкой воды, в пласте, используемого в качестве хранилища
сепарацией продукции скважин ПХГ на установках по подготовке газа при сравнительно низких давлениях из за наличия нефти и воды в составе добываемой продукции.
В большинстве случаев попутно добываемая нефть ограничена по количеству.
Хранилища созданные на базе истощенных нефтяных месторождений имеют ряд несомненных преимуществ таких как, например: значительная вместимость, возмещение инвестиций (разведка, скважины и т.д.) и существующих сооружений (газосборные сети и т.д.). Но так же имеется ряд недостатков: проблемы герметичности скважин, особенно для нефтяных месторождений, петрофизические характеристики
часто посредственные, приток воды и (или) углеводородов при отборе, необходимость переоборудования промысла.
Особенно остро стоит вопрос о притоке нефти в газовые скважины, проблема осложняется еще и тем, что на некоторых ПХГ совместно с циклической работой хранилища продолжается добыча нефти. Возникает ряд вопросов: о необходимости добычи нефти, имеют ли ее запасы промышленную ценность, начнется ли активное вторжение нефти в газовую зону после прекращения ее добычи, как изменится приток нефти в вертикальные газовые скважины в случае их замены на горизонтальные.
Широкое распространение горизонтальных скважин в практике разработки газовых месторождений и на подземных хранилищах газа связано с рядом преимуществ, которыми обладают скважины такого типа по сравнению с традиционными. При определенных условиях, прежде всего в случае относительно небольшой толщины продуктивных отложений, развитой трещиноватости в вертикальном направлении, ограничениях на допустимую величину депрессии на пласт, за счет бурения горизонтального ствола можно достичь многократного роста дебита. Известны многие примеры эффективного использования горизонтальных скважин в подобных геолого-промысловых условиях.
Вместе с тем для пластов достаточно мощных, имеющих высокую проницаемость и выраженную анизотропию в вертикальном направлении, преимущества горизонтальных скважин минимальны и с учетом их большой стоимости они часто оказываются неэффективными.
Горизонтальные скважины в настоящее время находят все большее применение в разработке газовых месторождений и при эксплуатации подземных хранилищ газа. Эффективность горизонтальных скважин в последнем случае особенно велика при создании высокопроизводительных («пиковых») хранилищ.
Фактические данные эксплуатации горизонтальных скважин показывают, что производительность их по сравнению с вертикальными
скважинами увеличивается до 6 раз. Средняя стоимость бурения горизонтальных скважин примерно в 2 раза выше, чем вертикальных. Кроме прироста дебита, при эксплуатации горизонтальных скважин отмечаются такие положительные факторы, как снижение депрессии, что приводит к уменьшению возможности конусообразования, а также увеличение степени дренирования залежи и как следствие сокращение буферного объема хранилища.
Считается, что наиболее благоприятными для строительства горизонтальных скважин условиями являются низкая продуктивность пластов, малая толщина пласта и наличие вертикальной трещиноватости коллектора, хотя ощутимые результаты могут быть получены и при использовании горизонтальных скважин в низкопроницаемых терригенных коллекторах.
В данной работе кроме перечисленных выше вопросов был изучен характер изменения нефтенасыщенности, забойного и пластового давлений при сокращении периода отбора газа с 270 до 120, 90 суток, а также при увеличении отбора горизонтальными скважинами газа до 1 млн. м3/сут в течение 3-5 суток, рассмотрены различные варианты создания ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях.
Для решения этих и ряда других вопросов, рассмотренных в данной работе, были использованы теоретические основы создания и циклической эксплуатации ПХГ в неоднородных пластах для моделирования и численного решения с применением вертикальных и горизонтальных скважин. Проведено исследование влияния различных факторов на процессы создания и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа в неоднородных пластах на примере Северного и Восточного крыльев Елшанского ПХГ. Использована программа расчета основных параметров эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях. Полученные результаты расчетов позволяют установить изменение забойного и
пластового давления; дебита воды, нефти, газа; газо-, нефте-, водонасыщенности в течение всего цикла работы ПХГ.
Научная новизна диссертации
Заключается в разработке:
Технологии и метода для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта по данным закачки и отбора газа ПХГ без проведения газогидродинамических исследований.
Метода прогнозирования добычи нефти в процессе циклической эксплуатации ПХГ с использованием горизонтальных скважин
Методов прогнозирования показателей создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях с использованием горизонтальных скважин при различных: конструкциях и размещениях горизонтальных стволов по толщине и по площади, а также емкостных и фильтрационных свойствах пористой среды.
Методы решения поставленных задач.
Поставленные задачи решены путем
Использования классических аналитических методов, для определения параметров пласта исходя из особенностей создания и эксплуатации ПХГ связанных с закачкой и отбором газа без проведения газогидродинамических исследований с проверкой пригодности на примере Елшанского ПХГ.
Решения системы уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации в неоднородной пористой среде путем создания геолого-математических моделей фрагментов истощенного нефтяного месторождения с учетом типа залежи, параметра анизотропии пластов, последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пластов, степени насыщения пор нефтью, газом и водой, и их изменения в процессах закачки и отбора газа, фазовых
проницаемостей при различных насыщенностях пористой среды фазами, изменения свойств нефти, газа и воды от давления, капиллярных и гравитационных сил, взаиморастворимости фаз и многих других факторов.
Практическая значимость.
Предложена технология определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и свойств пласта по данным закачки и отбора газа ПХГ, что приводит к снижению затрат на проведение газогидродинамических исследований, позволяет избежать выброс газа в атмосферу при исследованиях.
Предложены методы прогнозирования показателей создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях с помощью горизонтальных скважин при различных свойствах пористой среды и флюидов при помощи создания геолого-математических моделей фрагментов истощенного нефтяного месторождения с учетом различных параметров.
Защищаемые положения.
Разработка технологий и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления и свойств пласта путем использования данных закачки и отбора газа.
Определение влияния различных факторов на процесс создания ПХГ с целью дополнительного нефтеизвлечения на истощенных нефтяных месторождениях с высокой вязкостью нефти.
Эффективность использования горизонтальных скважин при создании подземных хранилищ газа.
Увеличение пикового отбора газа на ПХГ с использованием вертикальных и горизонтальных скважин.
Определение типа нефтяной залежи для создания ПХГ.
Степень изученности проблемы прогнозирования показателей создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях с помощью горизонтальных скважин
Для создания подземных хранилищ газа используют водоносные пласты, истощённые газовые, газоконденсатные и нефтяные месторождения, специально созданные каверны в соляных отложениях, реже шахтные выработки.
Инженерно-геологические условия определяют индивидуальные особенности технологии строительства подземных резервуаров на каждом объекте.
Основными условиями, определяющими возможность создания ПХГ, являются: наличие геологической структуры (чаще куполообразной), пласта-коллектора, способного хранить газ, наличие герметичной покрышки, а для ПХГ в соляных массивах достаточной толщины пласта и приемлемой глубины его залегания. От этих параметров зависит геометрический объём единичных резервуаров, а также максимальное и минимальное рабочее давление газа в резервуаре, объём активного газа.
Технология подземного хранения газа состоит в том, что в качестве резервуаров для хранения газа используют поровое пространство пласта, находящегося на значительной глубине под поверхностью Земли. Необходимость в хранилищах газа большой вместимости диктуется тем, что потребление газа на бытовые и промышленные нужды происходит неравномерно. Оно испытывает как мелкомасштабные, суточные, колебания (днем газа требуется больше, а ночью — меньше), так и более крупные, сезонные (зимой потребность в газе возрастает, летом снижается). Поскольку магистральные газопроводы, транспортирующие газ от мест его добычи к потребителям, работают с постоянной производительностью, то в системах газоснабжения необходимы достаточно вместительные хранилища, которые служили бы для покрытия пиков и спадов потребления газа, а также для оперативного регулирования его подачи в распределительные сети. Газохранилища необходимы также для создания долгосрочных (резервных) запасов газа.
Плотность природного газа значительно меньше плотности нефти или нефтепродуктов, а объемы газа, подлежащего хранению очень велики. Никакие искусственные резервуары не способы обеспечить хранение такого количества газа. Отсюда следует, что существует потребность в таких хранилищах, которые, с одной стороны, обладали бы значительной вместимостью, а с другой стороны, были бы относительно дешевы и безопасны для окружающего мира даже при достаточно высоком уровне давления.
Подземные хранилища газа (ПХГ) являются необходимым элементом систем газоснабжения, включающих добычу, транспорт, хранение и распределение газа. Такие хранилища предназначены для длительного или краткосрочного хранения газа, подводимого к ним по магистральным газопроводам.
Проблема создания подземных хранилищ газа в нашей стране возникла в начале 50-х годов, когда резко возросли объемы добываемого газа. Первое в мире подземное хранилище газа было создано в выработанной залежи в Канаде Уэленд Каунти в 1915 г.
Первое водоносное хранилище построено в 1946 г. на границе штата Кентукки и штата Индиана в пласте представленном известняком и залегающем на глубине 170 м.
Первое в СССР - ПХГ создано в Башкатовском истощённом газовом месторождении на востоке Куйбышевской области. Закачка была начата 5.05.1958 г. Позже, в начале 60-х, начата закачка газа в Елшанское истощённое нефте-газовое месторождение около Саратова и в Аманакское, расположенное в Куйбышевской области. и Первое ПХГ в водоносном пласте - Калужское: август 1959 г.— начало закачки.
К 1970 г. в СССР эксплуатировалось уже 7 подземных газохранилищ. В основном это были газохранилища в истощенных газовых залежах.
В настоящее время на территории России находятся в эксплуатации 23 объекта подземного хранения газа с активной емкостью порядка 60,0 млрд.м3 и средней производительностью в самые холодные зимние месяцы до 455 млн.м3/сут. Максимальная разновременная суммарная производительность ПХГ в сезоне отбора 2002-2003 гг. достигла 495,6 млн.м /сут при максимально возможной на начало сезона отбора в 503 млн.м3/сут.
В ближайшие годы планируется неуклонное наращивание суточной производительности системы российских ПХГ. Так, в сезоне отбора 2005-2006 гг. средняя производительность в декабре-январе должна составить 550 млн.мЗ. По перспективным планам в сезоне отбора 2011-2012 гг. производительность ПХГ ОАО "Газпром" может составить 700 млн.мЗ. Опыт эксплуатации ПХГ в нефтяных месторождениях показывает, что практически всегда хранение газа сопровождается повышением нефтеотдачи. В одних случаях дополнительная добыча нефти является сопутствующим процессом, как, например, для ПХГ Reitbrook (Германия), где в процессе эксплуатации хранилища в карбонатном трещинно-поровом коллекторе обнаружена нефтяная оторочка. В других хранение газа вторично, а основной целью его закачки и отбора является извлечение нефти. Такой процесс, например, реализован на месторождениях Нью-Йорк Сити и Амбассадор (США) [18].
Определение фильтрационных свойств пласта путем использования данных закачки и отбора газа
Ниже показаны методические и технологические основы предлагаемого способа на примере нескольких скважин Елшанского ПХГ, возможность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по данным закачки и отбора газа и сравнения полученных результатов с результатами стандартных исследований на стационарных режимах фильтрации и проверка достоверности рассчитанных коэффициентов а и Ъ.
Приток газа к скважине в процессе ее работы при нелинейном законе фильтрации выражается равенством Pl-Pl oQ.+bQ,2, (1) где Рт - пластовое давление принимаемое постоянным в течении сравнительно непродолжительного времени исследования скважины, Р3, -забойное давление в і-ом режиме и согласно [1] число таких режимов при стационарных исследованиях должно быть не менее пяти; Qt - дебит скважины в і-ом режиме, тыс.м/сут; а и Ь- коэффициенты фильтрационного сопротивления определяемые по формулам: /вРтТ, (2) а = 7tkhTc ram am1 лл ln + C,+C2 R, Ь = (3) 2x lh Tm L„c - + С3+С4 где CXiCy - коэффициенты несовершенства по степени вскрытия пласта; С2,С4 - коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия пласта. Значение коэффициентов Сх-С4 определяются согласно методам, приведенным в [37].
Как видно из формул (2) и (3) коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются при проектировании приближенным методом и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.
Без знания величин коэффициентов а и Ъ невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки при приближенном методе проектирования, следовательно, и добывные возможности месторождения и подземного хранилища газа в целом.
Значения коэффициентов фильтрационного сопротивления согласно [37] могут быть определены: путем газогидродинамических исследований скважин при стационарных режимах фильтрации, по кривым стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины на определенном режиме, по данным эксплуатации и в процессе закачки газа в ПХГ. Предложены два метода определения величин коэффициентов фильтрационного сопротивления: графический и численный. Следует подчеркнуть, что при использовании численного метода (метод наименьших квадратов) число замеров при различных дебитах и забойных давлениях должно быть не менее десяти. Точность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления должна быть проверена равенством левой и правой частей уравнения (1) на всех режимах. Так, например, на первом режиме должно быть Р2т - Р2зХ = aQx + bQx2.
Основным способом определения коэффициентов а и Ъ является графический метод. По данным испытаний определяются Р, Рт и Q. Рассчитываются значения Р2т - Р] на различных режимах. Затем строится зависимость между АР2 и Q, если индикаторная кривая проходит через начало координат, то строится график /Q ОТ Q- Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемый на оси /Q- коэффициент Ъ определяется как тангенс угла наклона. Если в зависимости между АР2 и Q т.е. индикаторная кривая не проходит через начало координат, то формула (1) может быть представлена с поправкой на величину АР? в следующем виде: AP2±C = aQi+bQi2 (4) где коэффициенты а и b определяются по зависимости ( /о от Q, где С - отрезок отсекаемый от оси АР2 индикаторной кривой. При значительном числе точек (режимов исследования скважин) коэффициенты фильтрационных сопротивлений могут быть определены и численным методом. Формулы для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений численно приведены в работе [37].
Несмотря на наличие утвержденного нормативного документа «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», из-за ограниченного числа режимов испытания в узком диапазоне изменений дебитов в последние годы резко ухудшилось качество исходной информации, получаемой газодобывающими предприятиями, на ПХГ и проектными организациями.
В условиях применения современных электронно-вычислительных машин резко возрастают требования к объему и качеству исходной информации, используемой при прогнозировании основных показателей разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, а также при создании и циклической эксплуатации ПХГ. Несмотря на это проведение качественных исследований в РФ последние годы существенно сократилось.
Методы исследования скважин подземных хранилищ газа, в сущности, не отличаются от методов исследования скважин газовых месторождений. Задачи исследования газовых скважин ПХГ, созданных в выработанных месторождениях и в водоносных структурах, с применением метода установившихся отборов в период отбора газа и в нейтральный период идентичны задачам исследования скважин газовых месторождений.
Большой объем исследовательских работ по определению параметров пласта может проводиться в период закачки газа, а по установлению технологического режима работы - в период отбора газа.
Результаты испытания газовых скважин ПХГ в процессе закачки должны обрабатываться по формуле аналогичной (1), но имеющей вид: P2,-P2„=aQ + bQ2, (5) где Р3,Рт - соответственно забойное и пластовое давления, МПа; Q -объем закачиваемого при заданных Р3 и Рт газа, тыс.м3/сут.
Коэффициенты фильтрационного сопротивления а и Ъ определенные по данным закачки могут заметно отличаться от аналогичных коэффициентов а и Ъ получаемых при отборе при больших разницах Р3 и Рт и вскрытии неустойчивых к разрушению коллекторов.
На примере Елшанского ПХГ по данным отбора и закачки были определены коэффициенты а и Ъ графическим методом для ряда скважин. Проверка коэффициентов фильтрационного сопротивления производилась по формулам (1) и (5) соответственно. Значительное число проведенных расчетов показало, что по данным закачки и отбора газа на ПХГ можно получить с достаточной для практики точностью значения коэффициентов фильтрационного сопротивления я и 6, что позволяет обойтись без обязательных стандартных на стационарных режимах фильтрации ежегодных исследований, для контроля за разработкой и состоянием забоя скважин. Следует отметить, что для возможности получения точных значений а и b необходимо следить за качественным проведением измерений давлений и расхода газа, а также за перераспределением между скважинами объемов закачиваемого газа.
Ниже приведены примеры определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по данным закачки, отбора и исследования скважин. По характеру полученных зависимостей АР2 от Q нетрудно установить при каких условиях закачки газа можно получить качественные результаты по определению коэффициентов а и b.
Так, например, в скважинах № 328, 380, 455, 416 из-за близости величин дебитов и разности квадратов давлений, измеренных при закачке газа в 1999 году трудно выделить зависимость между АР2 и Q используемой для определения а и Ъ (рис. 1, 2,3,4,5)
Определение производительности горизонтальных газоых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах
К проблеме определения производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин и параметров пласта по результатам их исследования при стационарных режимах посвящено весьма ограниченное число научных публикаций. В такой постановке эта проблема, которая могла бы быть использована широким кругом специалистов, занятых исследованием и эксплуатацией горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, изучена в основном в работе [6], а также в некоторых работах В.А. Черных [81,82]. Прежде всего следует отметить, что эти работы так же, как и работы посвященные горизонтальным нефтяным скважинам, отличаются постановкой задачи фильтрации газа к горизонтальному стволу и геометрической формой зоны, дренируемой горизонтальной скважиной.
Из структур коэффициентов а и b предложенных в работе [82] следует, что достаточно заменить толщину пласта h на длину горизонтального ствола в формулах, полученных для вертикальных скважин, чтобы определить производительность горизонтальных газовых скважин. Такая замена может быть использована при очень большой толщине однородного изотропного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, симметрично расположенным по толщине залежи. Поправочный коэффициент на влияние потерь давления по длине горизонтального ствола, обозначенный в формуле (18) через Ф в работе [82] не корректен по физической сущности процессов, происходящих в пористой среде и в горизонтальном стволе.
В отличие от всех имеющихся постановок, посвященных притоку газа к горизонтальной скважине, в работе [6] связь между градиентом давления и скоростью фильтрации была принята также как и в вертикальной скважине - нелинейной. В этой работе для полосообразной модели однородного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, были рассмотрены следующие задачи: приток газа к горизонтальной скважине симметрично и асимметрично расположенной по толщине пласта, и относительно контуров питания, влияние несовершенства вскрытия в плане полосообразного однородного пласта на производительность скважины. Получено приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальному участку ствола, вскрывшего анизотропный пласт. Основным недостатком этих и других решений, приведенных в работе [6], является то, что в большинстве случаев величины пластового и забойного давлений приняты постоянными вдоль горизонтального ствола. Однако отмечено, что величина Рт и Р3 могут быть постоянными при незначительных дебитах или достаточно больших диаметрах труб, по которым движется газ. В более коректной постановке с учетом изменения забойного давления по длине горизонтального ствола задача притока газа к скважине приведена в работе [6] и решена с использованием уравнений нелинейной фильтрации газа к горизонтальному стволу и уравнения движения газа по стволу с учетом наличия или отсутствия фонтанных труб в интервале фильтра. Определены распределения забойного давления и дебита скважины при различных параметрах пласта и конструкции скважины.
Основное преимущество приведенных в работе [6] решений заключается в замене пространственной трехмерной фильтрации газа к горизонтальной скважине - двухмерной. Для получения простых расчетных формул определения дебита горизонтальной скважины допускается, что скважина полностью вскрывает полосообразный пласт длиной L (см. рис. 27), т.е. LCKe = L. Но при этом газ к горизонтальному стволу поступает не из площади прямоугольника размером F = h 2 Rk, а с площади F(R) = h(R) -2-Rk. При реальных размерах этой площади, исчисляемой от нескольких тысяч до нескольких десятков тысяч квадратных метров, разница между F-F(R) = AF составляет несколько десятков квадратных метров. Поскольку такое допущение для совершенной по вскрытию полосообразного пласта горизонтальной скважины не приведет к существенным погрешностям в величине дебита.
Исходя из симметрии в случае, когда горизонтальный ствол расположен симметрично в центре площади F, можно рассмотреть приток газа к четверти горизонтальной скважины из такой же площади Л — \ = - --Rk. Характер изменения расчетной толщины h(R) может быть принят в пределах призабойной зоны в виде параболической, или гиперболической функции. Математические исследования показали, что наиболее удобной формой характера изменения h(R) является параболической в пределах призабойной зоны Rc h(R) hC и постоянной в зоне h/ R Rk. При гиперболическом характере изменения h{R) в пределах Rc R Rk. Характеры изменения толщины четверти сечения, из которого фильтруется газ к горизонтальному стволу, показаны на рис. 28 а,б.
Создание ПХГ в истощенном нефтяном месторождении с использованием горизонтальных скважин
Создание ПХГ в истощенном месторождении в значительной степени отличается от создания в водоносных структурах. В отличие от водоносных структур при создании ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях гидрогеологические работы по поиску структур не ведутся. Емкостные и фильтрационные свойства пласта не изучаются, так как в процессе разработки нефтяной залежи эти параметры изучены в достаточной степени. Основные работы при создании ПХГ в истощенном нефтяном месторождении связаны с изучением технического состояния имеющихся нефтяных скважин. Как правило, по герметичности нефтяные скважины уступают газовым, цементаж нефтяных скважин производится в основном в зоне продуктивного пласта. По этому практически все имеющиеся скважины требуют основательного капитального ремонта или подлежат ликвидации. По этому не всякое истощенное нефтяное месторождение может быть использовано в качестве структуры для создания ПХГ. Основным признаком возможности создания ПХГ в истощенных нефтяных месторождениях является наличие газовой шапки, т.е. свободного газа в верхней части структуры.
Кроме того, как правило, нефтяные месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. Заводнение нефтяного пласта осуществляется внутриконтурным и законтурным способом в зависимости от геологической особенности нефтяного пласта. Если запасы свободного газа в газовой шапке значительные при отборе нефти значительное снижение пластового давления не происходит, то нередки случаи, когда разработка таких месторождений осуществляется без поддержания пластового давления путем закачки воды.
С учетом вышеизложенного создание ПХГ в истощенном нефтяном месторождении смоделировано в ? нефтяном пласте без газовой шапки ? газовой шапке истощенного нефтяного месторождения ? нефтяном пласте частично обводненном закачиваемой водой. Расшифровка кода варианта V1234567 JL варианты по величине радиуса контура питания (0) - Rk =2500 м. (1)-ДА=9500м. 2. варианты по величине длины горизонтального участка скважины (8) — вязкость нефти в стандартных условиях Л =6,0мПа с (9) — вязкость нефти в стандартных условиях н =1,5мПа с 3. варианты по виду пласта (g) — истощенное нефтяное месторождение с газовой шапкой (v) - истощенное нефтяное месторождение с большим количеством воды (о) — нефтяной пласт 4. варианты по величине начального дебита 1 - QHa4= 106 мЗ/сут на скважину 2 — QHa4 =1 103 мЗ/сут на скважину 4 — QHa4 =2 106 мЗ/сут на скважину 6 - QHan =0,5 106 мЗ/сут на скважину 5. варианты по величине абсолютной проницаемости 1 - Кабс =0,5 д; 2 - КаС)С =0,1 д; 3 - Ка0с =0,2 д; (f)- Kg =0,1 д; к =0,05 д; к =0,02 д. 6. варианты по параметру анизотропии {0)-Квер/Кгор=\ (1)- / =100 7. варианты по количеству и расположению скважин горизонтальные скважины расположенные углом 90 .
Для анализа циклической работы хранилища газа в истощенном нефтяном месторождении, разрабатываемого горизонтальными скважинами, рассмотрены следующие варианты: 1. Создание ПХГ в нефтяном пласте, частично обводненном закачиваемой водой. 28V4114 — вариант создания ПХГ в водяном пласте с остаточной нефтью. S0CTH= 0,4; SOCT в = 0,6. Кабс = 0,5. Под варианты V28V4114a, V28V4114b при которых закачка газа осуществляется в нефтяную зону, отличаются остаточной нефте- и водонасыщенностью нефтяного пласта. В частности при варианте «а» -SH=0,4 и 5,,=0,6, а в варианте «b» - SH=0,6 и ,,=0,4. Геометрические размеры фрагмента и ячеек для создания ПХГ в истощенном нефтяном пласте для этих вариантов соответствует схеме показанной на рисунке . 2. Создание ПХГ в нефтяном пласте с подошвенной водой. 2804114 — вариант создания ПХГ в нефтяной залежи с подошвенной водой. Под вариант a) S0CT н = 0,6; S0CT в = 0,4. Под вариант в) SOCT Н = 0,7; SOCT в = 0,3. Кабс = 0,5, закачка газа осуществляется в нефтяную зону Под варианты V2804114а, V2804114Ь отличаются только величиной остаточной водонасыщенности нефтяного пласта, которые приняты Se =0,4 и в 0,3 соответственно (таблица). Размеры и сетка как в предыдущем варианте. ? 2904114 — вариант создания ПХГ в нефтяной залежи с подошвенной водой SOCT Н = 0,7; S0CT в = 0,3. Кабс = 0,5, отличается от варианта 2804114 величиной вязкости нефти в стандартных условиях. ? 3904114 - вариант создания ПХГ в нефтяной залежи с подошвенной водой SQCT Н = 0,6; S0CT В = 0,4. Кабс = 0,5. Увеличена сетка модели, а соответственно контур питания скважины. 3. Создание ПХГ в газовой шапке истощенного нефтяного месторождения. ? 28G4114 — вариант создания ПХГ в истощенном нефтяном пласте с газовой шапкой S0CTH= 0,1; S0CTB= 0,3 ; S0CTr= 0,6. Кабс = 0,5. ? 28G4214 — вариант создания ПХГ истощенном нефтяном пласте с газовой шапкой. S0CTH= 0,1; S0CTB= 0,3 ; S0CTr= 0,6. КабС = 0,1. ? 39G4114 — вариант создания ПХГ в истощенном нефтяном пласте с газовой шапкой. Под вариант в) S0CT н = 0,1; S0CT в= 0,3 ; S0CT г = 0,6. Под вариант с) S0CTH= 0,1; S0CTB= 0,4 ; S0CTr= 0,4 Кабс = 0,5. Увеличена сетка модели.
