- для устойчивой работы системы сбора и подготовки скважинной продукции в жестких ограничениях по минимальному давлению на входе в систему магистральных газопроводов необходим компрессорный отбор газа;
- межкупольные прорывы газа при значительных перепадах давления между взаимодействующими залежами в водоносном пласте.
Учет основных особенностей и проблем, возникающих при активном взаимодействии газовых залежей ПХГ, созданных в единой водонапорной системе, позволяет разрабатывать наиболее эффективные алгоритмы и методики для расчета прогнозирования и регулирования создания и циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ с единой водонапорной системой.
Во второй главе проведен анализ существующих методов и разработана модифицированная балансовая модель гидродинамического расчета основных технологических показателей создания и циклической эксплуатации взаимодействующих газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте.
До настоящего времени в расчетах процессов создания и циклической эксплуатации многозалежных ПХГ учитывалась только возможность газодинамического взаимодействия газовых залежей. Геологические, гидродинамические, технологические условия и характер взаимодействия газовых залежей (по водоносной части пласта) до настоящего времени не изучались. Каждая залежь и водоносный пласт рассматривались как самостоятельная гидродинамическая система. В уравнении материального баланса при водонапорном режиме общее количество вторгающейся оттесняемой пластовой воды определялось перепадом давления между невозмущенной зоной водоносного пласта и газовой залежью.
В существующих методах для расчета давления на опорном контуре Pk, в качестве которого принимается замыкающая изогипса, в момент времени t, используется следующее соотношение (1):
, (1)
где Pk(0), Pk(t) - начальное и текущее давление на опорном контуре, в качестве которого принимается замыкающая изогипса, qw - объем воды поступивший или оттесненной из залежи; F( - функция влияния водоносного пласта.
В диссертации, основываясь на проведенных исследованиях, разработан метод, позволяющий учитывать гидродинамическое взаимодействие эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ в многокупольном водоносном пласте. Согласно этому методу, при расчете давления на опорном контуре Pk по формуле (1) предлагается учитывать работу взаимовлияющих залежей ПХГ в соответствии с формулой (2):
, (2)
где Fij - функция взаимовлияния залежей, - переток воды между взаимодействующими залежами.
В разработанной модифицированной балансовой модели детализация уравнения материального баланса газа в целом для газовой залежи проводится по следующим основным направлениям. В первом направлении рассматривается изменение средней газонасыщенности по укрупненным зонам газоносности. Второе направление связано с учетом общих депрессионных и репрессионных воронок давления в газовой части пласта, образующихся в результате неравномерности аккумулирования/дренирования укрупненных участков неоднородного пласта (зон, прослоев, блоков) или зоны расположения эксплуатационных скважин.
Для учета переменной газонасыщенности по зонам газоносности пласта в модели в районе каждого купола выделяются III зоны с разным уровнем газонасыщенности. Первая зона - осушенная зона. Она образуется вследствие неполного вытеснения воды газом. Принимается, что средний коэффициент газонасыщения постоянный и равен максимально возможной газонасыщенности пласта-коллектора. Вторая зона - обводненная зона. Это зона, которая образуется вследствие неполного вытеснения газа водой. Средний коэффициент газонасыщенности принимается постоянным и равным остаточной газонасыщенности. Третья зона - чисто водоносная. Это зона, в которой газонасыщенность равна нулю.
Для учета общих репрессионных и депрессионных воронок давления в газовой части пласта, в связи с особенностью расположения скважин на ПХГ, образующихся в результате неравномерности дренирования различных участков залежи, в первой зоне выделяется область концентрированного расположения эксплуатационных скважин. Таким образом, первая зона разделяется на зону расположения скважин и периферийную зону газовой залежи.
В работе показано, что ошибки в прогнозировании максимального и минимального пластового давления без учета взаимовлияния гидродинамически взаимосвязанных газовых залежей ПХГ, в многокупольном водоносном пласте могут составлять десятки атмосфер.
Установлено, что в условиях активной водоносной системы для обеспечения работы залежей ПХГ с максимальным пластовым давлением необходим меньший объем буферного газа.
В работе показано, что при одновременном создании нескольких залежей происходит интенсивное увеличение в период закачки и снижение в период отбора газа пластового давления.
Достоверность полученных в диссертации результатов обеспечивается сравнением с результатами ряда опубликованных работ, включая как теоретические, так и экспериментальные исследования, использованием численных методов, хорошо обоснованных математически и апробированных на широком классе задач, а так же сопоставлением результатов расчетов реальных объектов с фактическими данными.
В третьей главе представлены результаты параметрических исследований влияния структурных и гидродинамических характеристик многокупольного водоносного пласта, режимов закачки и отбора газа на основные технологические показатели многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой.
В работе показано, что после выхода одной из залежей ПХГ на циклическую эксплуатацию, процесс стабилизации пластового давления в водоносном пласте в целом может продолжаться до 10-15 лет, в зависимости от ФЕС и граничных условий водоносного пласта.
Установлено, что динамика пластового давления и время реакции взаимодействующих залежей ПХГ на закачку и отбор газа зависят от расстояния между куполами многозалежных ПХГ. В процессе выхода ПХГ на циклическую эксплуатацию происходит рост газонасыщенного порового объема (ГПО) и оттеснение пластовых вод на периферию, что приводит к снижению среднего давления в многозалежных ПХГ, увеличению времени реакции и уменьшению амплитуды пластового давления по залежам ПХГ (рисунок 1).
Рисунок 1 - Динамика давления по гидродинамически связанным куполам многозалежных ПХГ. Расстояние между куполами ПХГ
Проведенный анализ показал, что при относительно малых расстояниях между куполами (соизмеримых с размерами куполов) многозалежных ПХГ изменение ФЕС пласта практически не оказывает влияние на динамику пластового давления, амплитуду и время реакции на закачку и отбор газа.
При увеличении расстояния между взаимодействующими залежами ПХГ изменение ФЕС пласта оказывает значительное влияние на основные технологические показатели их работы: изменяется амплитуда давления и время реакции на закачку и отбор газа (рисунок 2).
Проведенный анализ влияния размеров и граничных условий водоносного пласта на технологические показатели работы многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой показал, что при увеличении ФЕС и размеров водонапорного бассейна происходит снижение амплитуды давлений по взаимовлияющим залежам ПХГ. Интенсивное снижение реакции происходит по наиболее удаленным куполам, что связанно с расформированием репрессионных и депрессионных воронок вблизи куполов.
Рисунок 2 - Динамика давления в залежах ПХГ при изменении ФЕС водоносного пласта. h - расстояние между залежами; k - гидропроводность водоносного пласта
Исследования показали, что на динамику пластового давления в залежах значительное влияние оказывает производительность и временной график закачки и отбора газа в купола многозалежных ПХГ.
Как показано в работе С.А. Воронова и С.Н. Бузинова: «Управление работой пласта при создании и эксплуатации ПХГ», для однокупольных ПХГ с целью повышения производительности при отборе нагрузки по темпам и объемам закачки газа смещают на конец сезона.
Такой подход сохраняется в многокупольных ПХГ для залежи, по которой есть необходимость повышения производительности при отборе. По остальным залежам ПХГ темпы и объемы закачки следует увеличивать в начале сезона. Это объясняется тем, что в начале сезона закачки газа, когда ГПО минимальный, рост пластового давления обуславливается, главным образом, темпом оттеснения пластовой воды. В конце сезона закачки, когда практически полностью сформирована газовая залежь и ГПО достигает максимальных значений, темпы изменения пластового давления определяются сжимаемостью газа.
Расчеты показали возможность снижения на 18-20% объемов буферного объема газа в одной из взаимодействующих залежей за счет изменения технологического режима закачки и отбора газа в ПХГ
В работе показано, что основным параметром, ограничивающим производительность и объемы закачки газа в залежи ПХГ в условиях их активного гидродинамического взаимодействия, является максимально допустимое давление разрыва покрышки. В однородном пласте достижение давления разрыва покрышки в близкорасположенных залежах ПХГ происходит при закачке меньших объемов газа по сравнению с удаленными залежами.
Учитывая это, при одновременном создании нескольких залежей ПХГ с целью закачки больших объемов газа и сокращения сроков их создания целесообразно использовать залежи с наименьшим гидродинамическим взаимодействием.
По результатам проведенных исследований разработана методика определения очередности и темпов заполнения ловушек газом многокупольного водоносного пласта, которая заключается в следующем:
1. Оценивается емкость ловушек многокупольного водоносного пласта с учетом коэффициентов их использования;
2. На основе гидродинамической модели, представленной во второй главе, определяется степень гидродинамического взаимодействия залежей ПХГ;
3. Устанавливается очередность закачки газа в купола, которая определяется степенью гидродинамического взаимодействия газовых залежей. В качестве первоочередных для закачки газа принимаются залежи с наименьшей степенью гидродинамического взаимодействия;
4. Рассчитываются темпы заполнения ловушек и сроки создания залежей ПХГ исходя из условия не превышения максимально допустимого давления разрыва покрышки;
5. Определяются максимально возможные объемы хранения газа по куполам и в целом по хранилищу.
Разработанная методика определения очередности и темпов заполнения структурных ловушек газом многозалежных ПХГ с единой водонапорной системой позволяет определять производительность закачек и отборов газа в зависимости от изменения газонасыщенного порового объема залежей, расстояния между куполами и фильтрационно-емкостных свойств водоносного пласта, а так же определять условия на начало создания залежей.
Четвертая глава посвящена разработке способа регулирования динамики газовых объемов в структурных ловушках водоносного пласта с учетом проведенных исследований влияния систем размещения эксплуатационных скважин и зонального распределения ФЕС пласта на изменение давления и газонасыщенности в пласте.
В работе показано, что изменение положения эксплуатационных скважин позволяет регулировать динамику ГВК не только в условиях малоамплитудных, но и высокоамплитудных структурных ловушек.
Установлено, что одним из основных способов регулирования динамики газовых объемов в структурных ловушках водоносного пласта ПХГ при активной водонапорной системе является сводовое размещение эксплуатационных скважин. Такое размещение позволяет ограничивать растекание закачиваемого газа по прикровельной части пласта, обеспечивать повышенные газонасыщенные толщины в зоне расположения эксплуатационных скважин и снизить водный фактор при отборе газа.
Анализ результатов исследований влияния систем размещения эксплуатационных скважин на взаимодействующих залежах ПХГ показал следующее.
В условиях однородного высокопроницаемого (проницаемость 1-1,5 10-12 м2) пласта и активного взаимодействия залежей изменение расположения эксплуатационных скважин на какой либо одной структуре существенным образом влияет на динамику ГВК и пластового давления по остальным залежам ПХГ.
Сводовое расположение скважин на структурах позволяет наиболее компактно формировать залежи и снизить их ГПО в период циклической эксплуатации ПХГ (рисунок 3 базовый вариант).
Смещение положения эксплуатационных скважин в сторону взаимодействующих залежей (рисунок 3 вариант а) приводит к росту их ГПО и деформации контура ГВК в направлении областей повышенных и пониженных напоров.
Удаленное расположение эксплуатационных скважин (рисунок 3 вариант б) на структурах многозалежных ПХГ способствует росту ГПО и усилению растекания газа по кровле структуры в направлении областей пониженных напоров.