Text
                    КОНТРОЛЬ
ЗА РАЗРАБОТКОЙ
ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МОСКВА «НЕДРА» 1979
УДК 622.324.279 Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных место- рождений,/Г. В. Рассохин, И. А. Леонтьев, В. И. Петренко и др. М„ Недра, 1979, 272 с. В книге на основе обобщения опыта разработки месторожде- ний природных газов некоторых районов страны с учетом резуль- татов физического и математического моделирования описаны характерные особенности контроля за разработкой газовых н га- зоконденсатных месторождений. Основное внимание уделено конт- ролю за динамикой пластовых давлений, режимами разработки залежей, обводнением продуктивных горизонтов и отдельных скважин, газоконденсатной характеристикой разрабатываемых месторождений и формированием конечной газоотдачи. Показано применение методов математической статистики н теории информации, а также математического моделирования с помощью ЭЦВМ для получения оперативной информации о про- цессе разработки залежи. Описаны современные геофизические методы контроля (НГК, ИННК, термодебитометрня и пр.). Книга предназначена для инженерно-технических работников предприятий по добыче газа, сотрудников научно-исследователь- ских организаций, студентов ’нефтяных вузов. Табл. 43, ил. 79, список лит. — 130 назв. АВТОРЫ: Г. В. РАССОХИН. И. А. ЛЕОНТЬЕВ. В. И. ПЕТРЕНКО. Н. И. БЕЛЫЙ, С. П. ОМЕСЬ 30802—465 К 043(01)-79 234-79 2504030300 © Издательство «Недра>, 1979 И. Б. Ха 2815 Геннадий Васильевич Рассохин, Игорь Анатольевич Леонтьев Василий Иванович Петренко, Николай Иванович Белый Сергей Павлович Омесь КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Редактор издательства T. К- Лазарева Переплет художника А. А. 3 У б ч с и ко Художественный редактор Е. Л. Юрковская Технические редакторы Н. В. Жидкова, А. Е. Матвеева Корректор С. В. Зимина Сдано в набор 21.02.79. Подписано в печать 05.09.79. Т-14590 Формат 60 X90’/te Бумага № 1. Гарнитура литературная. Печать высокая. Печ. л. 17,6 Уч.-изд. л. [7.68. Тираж 1750 экз. Заказ 1939/7485—6 Цепа 1 р. 20 к. Издательство «Недра». [03633. Москва. К-12. Третьяковский проезд. 1/19 Московская типография № 8 Союзполнграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и княжной торговли. Хохловский пер., 7.
ПРЕДИСЛОВИЕ Для увеличения добычи газа к 1980 г. до 400—435 млрд, м3 требуется не только ввод новых месторождений, но н повышение надежности всех звеньев системы газоснабжения. Одно из ос- новных условий выполнения этих требований — обоснование эффективных систем контроля за разработкой месторождений с учетом конкретных особенностей геологического строения за- лежей и окружающих их водонапорных бассейнов, а также реа- лизация этих систем в .процессе эксплуатации. Контроль за разработкой месторождения должен обеспечи- вать решение таких важных вопросов, как уточнение режима разработки залежи, начальных и текущих запасов газа и ком- понентов, входящих в его состав, опенка добывших возможностей скважин и выбор наиболее рациональных технологических ре- жимов их эксплуатации, анализ интенсивности дренирования отдельных залежей многолластовых месторождений, анализ ме- ханизма продвижения вод в разрабатываемые залежи, полу- чение информации для прогнозирования обводнения и т. д. Эффективное решение перечисленных задач возможно толь- ко на основе применения комплекса методов и средств контроля. Так, геофизические методы позволяют установить положение газоводяного контакта, выделить отдельные обводненные про- пластки, выявить газоотдающие интервалы и оценить их дебиты. Высокоточные термометрические исследования дают возмож- ность выделить газоотдающие интервалы в скважинах, в кото- рых дренируемая зона перекрыта насосно-компрессорными тру- бами, обнаружить приток воды, затрубную циркуляцию воды и газа. Радиометрические методы (ГК, ИННК) используются для определения насыщения коллектора флюидами. Гидрохи- мический .контроль зарекомендовал себя как оперативный и на- дежный способ фиксации начала обводнения скважин, выяв- ления типа и динамики обводнения. Применение комплекса методов контроля вызвано усложне- нием условий эксплуатации, освоением месторождений нового типа, более углубленным пониманием сложных физико-химиче- ских процессов, происходящих в пластах при разработке место- рождений. Ввод в разработку неоднородных по площади и разрезу мно- гопластовых месторождений, наряду с определением интеграль- ных характеристик продуктивной толщи, повлек за собой необ- ходимость определения поинтервальных характеристик и способ- ствовал разработке таких методов, как термометрия, дебитометрия, шумометрия. Значительные размеры, большой этаж газоносности, кар- бонатные коллекторы, неоднородность коллекторских свойств.
многокомпонентный состав газа — эти особенности новых круп- ных месторождений осложняют регулирование разработки и со- ответственно требуют совершенствования методов контроля. Такая же потребность обусловливается и переходом многих мес- торождений на завершающую стадию разработки. В процессе развития теории и практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений уточняется представление о сложных физико-химических процессах в пластах, насыщен- ных различными флюидами. Отмечены, например, вымывание выпавшего в пласте конденсата 'Пластовой водой, появление ото- рочек из конденсата и остаточной воды, отжим воды из глин, вынос рассеянных углеводородов, перетоки газа через слабопро- ницаемые перемычки. В связи с этим в процессе контроля за разработкой возникла необходимость введения понятий газо- н водоконденсатный контакты, а также организации контроля за их продвижением. Сейчас началось освоение месторождений севера Тюменской области с большими площадями газоносности и высокой концен- трацией размещения скважин. На такой территории обычными методами и принятой системой размещения наблюдательных скважин уже невозможно обеспечить падежный контроль за продвижением пластовых контурных вод. Здесь, видимо, наибо- лее перспективны прямые методы контроля (например, грави- метрический), которые позволяют выполнять замеры практиче- ски в любой точке площади. Эти методы могут стать эффектив- ными и при выявлении целиков защемленного газа на месторождениях с активным упруговодонапорным режимом. Большинство месторождений приурочено к активным водо- напорным системам и одной из важнейших задач контроля оста- ется прослеживание и прогнозирование перемещения газоводя- иого контура и водопроявлений в скважинах. Задача затрудня- ется тем, что причины проявления воды в скважинах многообразны. Это вызывает необходимость применения комп- лекса исследовательских методов, дополняемых промысловыми наблюдениями за динамикой пластового давления, тщательного учета добычи газообразных и жидких продуктов из скважин и отдельных пластов, К настоящему времени в каждом газодобывающем районе нашей страны промысловыми и научными организациями, зани- мающимися эксплуатацией газовых и газоконденсатных место- рождений, накоплен значительный опыт контроля за разработ- кой залежей. В большинстве случаев он складывался примени- тельно к конкретным условиям месторождений данного района. Наличие большого числа разрозненных публикаций по этому вопросу требует обобщения и анализа. В данной монографии авторы и попытались выполнить такую работу, взяв при этом за основу опыт контроля, сложившийся в процессе разработки сложных по строению и условиям эксплуатации газовых и газо- 4
конденсатных месторождений Краснодарского края и Коми АССР. Кроме того, привлекались данные о строении и особенно- стях контроля за разработкой Оренбургского и Медвежьего мес- торождений, а также месторождений Дагестана, Ставропольско- го края и других районов. Основное внимание уделено контролю за динамикой пласто- вых давлений, режимами разработки залежей, обводнением скважин и продуктивных горизонтов, формированием газо- и конденсатоотдачи пластов, Как всякая работа, посвященная сложной и многоплановой проблеме разработки месторождений, данная публикация — это результат усилий многих специалистов и организаций. Положен- ные в основу книги исследования выполнены авторами4 в содру- жестве со своими коллегами из СевКавНИИгаза (Д. А. Асланов, Н. А, Кравцов, Н. С. Ратушняк, Е. М. Ус и др.), КФ ВНИИГаза (Л. П. Бойченко, Г. В. Петров, Г. Р. Рейтенбах, В. Е. Уляшев и др.), КраснодарНИПИнефти (А. В. Анцупов, В. А. Аристов), объединений Комигазпром (А. К. Гудзь, В. Г. Подюк, О. Н. Со- ловьев и др.), Кубаньгазпром (В. А. Царев, Г. А. Буланкин, С. А. Стаценко и др.) н Союзгазгеофизика. Разделы книги, в которых описано применение информаци- онно-статистических методов, подготовлены авторами совместно с сотрудниками Ухтинского индустриального института (И. М. Аметов), КФ ВНИИГаза (В. П, Ячменева) и другими под руководством А. X. Мирзаджанзаде. Часть материалов по геологическому строению Вуктыльско- го месторождения, по реализованному в процессе его разработ- ки гидрохимическому методу контроля и некоторым результатам геофизических исследований по просьбе авторов книги любезно предоставлена сотрудниками КФ ВНИИГаза В. В. Шелгуновым, Г. П, Лысениным и В. А. Лещенко. В оформлении рукописи большая помощь авторам оказана работниками КраснодарНИПИнефти Г. А. Осиповой и КФ ВНИИГаза Т. С. Дедовой, Г. С. Ланиевской, Л. П. Рулевой, М. Н. Шрамко, Т. А. Шлапак, А. А. Ерииой. Авторы выражают искреннюю благодарность за предостав- ление промысловых и экспериментальных данных и участие в подготовке монографии всем коллегам. При окончательной доработке материала были учтены цен- ные замечания и пожелания д-ра геол-минер. наук И. П. Жаб- рева. Глава I написана Н. И. Белым, И. А. Леонтьевым, В. И. Пет- ренко, Г. В. Рассохиным; глава II —В. И. Петренко, Г. В. Рас- сохиным; глава III — И. А. Леонтьевым, Г. В. Рассохиным; гла- ва IV — И. А. Леонтьевым, В, И. Петренко, Г. В. Рассохиным; главы V, VI — Г. В. Рассохиным; глава VII — С. П. Омесем. Пре- дисловие написано Н. И. Белым, И. А. Леонтьевым и Г. В. Рас- сохиным.
ГЛАВА I ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рациональная разработка газового или газоконденсатного месторождения невозможна без четкого и оперативного контроля за динамикой таких показателей, как отбор углеводородов из залежи, пластовое давление, внедрение пластовых вод и т. д. Система контроля за разработкой включает в себя комплекс па- раметров и способы учета их изменения во времени. Контроль — непременное и важное условие рациональной разработки газо- вого или газоконденсатного месторождения. От своевременной, достоверной и представительной информации, получаемой в про- цессе контроля, во многом зависят такие показатели, как надеж- ность работы скважин и промысла, конечные газо- и конденса- тоотдача, технико-экономическая эффективность эксплуатация месторождений. Для каждого конкретного месторождения при проектирова- нии определяется свой комплекс контролируемых параметров, своя система контроля, учитывающая особенности строения про- дуктивного горизонта и окружающего водонапорного бассейна, состояние и стадию разработки, реализованный способ эксплуа- тации. В настоящей работе вопросы контроля рассматриваются главным образом на опыте разработки газовых и газоконденсат- ных месторождений Краснодарского края н Коми АССР. Место- рождения этих районов характеризуются сложными условиями разработки, обусловленными в основном неравномерным изби- рательным обводнением пластов (газоконденсатные месторож- дения Кубани), большим этажом газоносности и резкой неодно- родностью коллекторов, насыщенных газом с высоким содержа- нием конденсата (Вуктыльское месторождение). На некоторых месторождениях Коми АССР зафиксированы интенсивные меж- пластовые и внутрипластовые перетоки газа, а залежи Славян- ского, Фрунзенского и других газовых месторождений Красно- дарского края разрабатываются в условиях жесткого водона- порного режима.. Используются также данные разработки Оренбургского и Медвежьего месторождений, а в отдельных случаях месторожде- ний Дагестана, Поволжья и Украины. Для большей наглядности при ссылках на промысловые данные ниже приведена краткая геолого-техническая характеристика наиболее часто упоминае- мых в этой книге месторождений. 6
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗЛИЧНОГО ТИПА Газовые и газоконденсатные месторождения Краснодарского края Геологическое строение газоконденсатных месторождений Краснодарского края достаточно полно описано в работах (13, 16, 102 и др.], поэтому здесь приведены лишь их некоторые ха- рактерные особенности. В Краснодарском крае в пределах наиболее погруженных частей Восточно-Кубанского и Западно-Кубанского прогибов мощность осадочной толщи достигает 9—10 км. Рис. 1. Схематическая карта размещения газовых и газоконденсатных место- рождений Краснодарского края. I — линия тектонического нарушения; 1— Фрунзенское: 2 — Славянское: 3 — Анастасией- ско-Троицкое; 4 — Бейсугское; 5 — Кавевское; б — Челбасское; 7 — Крыловское; 8 — Ста- роминское; 9 — Ленинградское; 10 — Северо-Кущевское; // — Кущевское; 12— Сердюков- ское; 13 — Березанское; М — Усть-Лабинское; /5 — Двубратское; 16 — Ладожское; 17 — Некрасовское; 18 — Митрофановское; 19 — Кавказское; 20 — Соколовское; 21 — Александ- ровское; 22 — Южно-Советсхое; 23 — Майкопское; 24 — Тульское Газоконденсатные месторождения Кубани (рис. 1) приуроче- ны к Адыгейскому выступу (Майкопское), Каневско-Березанско- му валу (Березанское, Челбасское, Сердюковское, Каневское), Копанско-Ирклиевской синклинали (Ленинградское и Старо- минское) . Основные запасы газа связаны с нижнемеловыми отложения- ми. Повсеместно отложения нижнего мела представлены пере- 7
сдаивающимися ’Песчаниками, алевролитами и глинами. Глини- стые прослои разделяют продуктивный горизонт на несколько’ пачек. Пачки в пределах месторождений можно рассматривать как самостоятельные залежи, поскольку, как показал опыт, гли- нистые разделы оказываются довольно надежными экранами в процессе разработки месторождений [13j. Все крупные газоконденсатные месторождения Кубани свя- заны с ловушками, представляющими собой структуры облека- ния нижележащих сильно метаморфизованных и дислоцирован- ных отложений (рис. 2) возрастом от нижнеюрского до триасо- вого [25, 103, 111]. В подстилающих .породах некоторых Л — кровля. В—подошва нижнемеловых отложений; С—текущий газоводяноП контакт по нижнемеловым и 4-по триасовым отложениям месторождений обнаружены-пористые и трещиноватые коллекто- ры, насыщенные углеводородами в ’Пределах ловушек выше абсо- лютной отметки газоводяного контакта в нижнемеловой залежи. В связи с этим некоторые исследователи относят залежи газо- конденсатных месторождений Кубани к сводовому массивному типу [83, 111]. Однако весь опыт разработки месторождений по- казал, что залежи должны рассматриваться как пластовые сво- довые. Это подтверждается процессом обводнения залежей, происходящим в результате перемещения контурных вод по на- пластованию основного нижнемелового продуктивного горизонта, а не подъемом контакта через низкопроницаемый трещиновато- пористый коллектор фундамента. Газоконденсатные месторождения Краснодарского края ха- рактеризуются важными, с точки зрения разработки, геологиче- скими особенностями. Так, на Майкопском, Березанском, Ленин- градском и Староминском месторождениях распространены коллекторы I, II <и III классов, на Челбасском и Каневском — Ш и IV, а на Кущевском — IV класса [38, 111]. Отмечается так- же существенная разница коллекторских свойств пластов закон- турной зоны в пределах указанных месторождений. Например, иа Ленинградском и Староминском месторождениях >в южном 8
направлении коллекторские свойства продуктивного горизонта ухудшаются вплоть до полного замещения его глинами по неко- торым пачкам (пачка I Ленинградского месторождения). Ана- логичная картина наблюдается на восточном крыле Березанско- го месторождения. Часть месторождений .примыкает к тектоническим наруше- ниям (Ленинградское, Староминское, Березанское), являющимся водоупорными экранами. Исследованиями В. С. Котова установлено, что только по альбской гидродинамической системе объем порового простран- ства оценивается в 550—600 км3. С пей связаны почти все газо- конденсатные месторождения Краснодарского края. Наличие такого обширного гидродинамического бассейна, хорошие кол- лекторские свойства в пределах залежей обусловили проявление упруговодонапорного режима на большинстве газоконденсатных месторождений Кубани. Весьма различны конфигурации залежей и площади рассмат- риваемых месторождений. Если Майкопское, Березанское. Ка- невское и некоторые другие приурочены к обычным брахианти- клинальным складкам, то Староминское и Ленинградское — к ‘Сильно вытянутым брахиантиклинальны'.м складкам со средними расстояниями по малой оси от начального контура газоносности до центра залежи порядка 2,5 км. Месторождения различаются между собой еще по целому ряду показателей, что хорошо иллюстрируется данными табл. 1, Геологические особенности строения месторождений, а также неодинаковое искусственное воздействие на них при разработке привели к тому, что каждому из них присущи свои показатели разработки (табл. 2). Славянское и Фрунзенское газовые месторождения, а также Анастасиевско-Троицкое нефтегазовое расположены в пределах центральной части Западно-Кубанского прогиба (см. рис. 1). Залежи Славянского и Фрунзенского месторождений приуроче- ны к мощной толще (до 130 м) песчаников'IV горизонта меоти- ческпх (верхний мноцен) отложений. На Анастасиевско-Троиц- ком месторождении залежи газа связаны с отложениями от пон- тического яруса (нижний плиоцен)—II и III горизонты — до киммерийского (средний плиоцен) —1а и I горизонты. В преде- лах этих горизонтов отмечаются многочисленные разрывные нарушения. Породами, вмещающими массивные водоплавающие газовые залежи, на Славянском и Фрунзенском месторождениях являются рыхлые мелкозернистые песчаники и алевролиты с хо- рошими коллекторскими свойствами. В разрезе продуктивного горизонта первого месторождения прослои глин невелики по мощности, в то время как для второго характерна некоторая неоднородность: пески и песчаники чередуются с прослоями алевролитов и глин. Основные параметры залежей и слагающих их коллекторов приведены в табл. 1. Большая активность водо- 9
Геолого-технологические параметры некоторых газовых н Месторождение Залежь Размеры залежи, кмхкч Отметка начального газово- дяного контакта, м Число продук- тивных пластов (пачек) Этаж газо- носнос- ти, м Коллектор Месторождения Славянское Фрунзенское Каневское (ниж- Массив- ная Пласто- 4,5X3 5,7X2 15x7,5 — 1608 — 1572 — 1747 1 1 3 22 22,2 1.30 Пористый ний мел) во-сво- довая Ленинградское То же 23x6 -2130 184 Челбасское 22,5X11 —2150 2 153 Староминское 25X1,9 -2162 186 Кущевское 7,2x5,! — 1388 7 193 Сердюковское 9,5x3,5 -2654 3 69,4 Березанское 22,5x7,5 -2646 3 118,5 Александров- ское (свита Горя- чего Ключа) Анастасиевско- Троиикое (газовые залежи): Массив- ная водо- плаваю- щая -870 1 27 горизонт I Пластово- сводовая 10,5x3,5 -870 1 127 горизонт II То же 8X1 -1200 1 90 горизонт III Массив- ная 4,8x0,9 -1260 1 м 65 е с т о о ж д е н и я Седьельское Массив- ная НХ7 -560 6 40 Пористый Вой-Вожское (III пласт) Пласто- вая 11X2 —590 1 55 Нибельское (III пласт) • 20x12 -560 1 100 Нямедьское 14x4 Разные 3 35 Верхне-Омрин- ское (пласт 16) Литоло- гическая 10x8 - 1 — Западно-Из- косьгоринское Массив- но-плас- товая 31X5 — 485 1 80 Вуктыльское * То же 77x5 -3350 1 1500 Трещинова- то-пористый, кавернозно- трещинова- тый пористо-тре- щиноватый • Текущее конденсатосодержание — 173 г/м1. 10
Таблица 1 газоконденсатных месторождений Краснодарского края и Коми АССР Средняя порис- тое lb, % Средняя проница- емость, МД Средневзвешен мая по плота ди эффективная гаэонасыщеи- ная мощ- НОСТЬ, м Начальное пластовое давление, кгс/см» Пластовая темпера- тура, °C Начальное конденса- госодер- жание, г/м» Начальные запасы газа, млрд, м» Мощ- ность нефтя- ной отороч- ки, м К р а с н одарского края 29,5 о05 7,46 168,2 67 0,17 3,8 — 20,4 511 8,19 165,6 65 0,24 1,9 15,7 300 7,22 188 80 39,5 19 18,6 546 19,2 225,9 72,4 41 52,8 11 ,3 252 о ,35 226,5 95,5 32 16,7 15,9 450 21 227,2 72 106 27,4 18,7 463 28,8 149,8 45 41,4 30,8 11,6 210 24 281 НО 39,5 Н,2 13,0 200 18 282,4 110 49,3 48,1 15,0 300-800 19,8 97,8 95 51 0,9 18,5 1090 4,0 87,5 32 — 1,3 27,0 1000 8,4 128,6 49 2,3 31,0 700 17,0 131,0 51 — 3,5 Коми АССР 10-20 1—300 2—18 60-65 20 — 2.9 10 12-24 до 2000 8,5 67 20 — 4,2 10 12-20 10—800 9 82 19 — 7,7 11 15 15 14—31 70 24-30 0,1 15 0,66-130 2-7 80 24 — 1,0 3 23 1,3-290 0,7—2,2 60 23 - 2,1 2 10,3 7,5 — 4,2 0,017 15,8 350-380 57-66 360 388,1 - 0,9 0,005 - 11
Основные параметры текущего состояния разработки некоторых газовых (на начало Месторождение Год ввода в разработку Добыто с начала разраб-лки газа конденсата, М1Н. г млрд, м’ | % от запаса Месторождения Славянское 1958 2,232 58,2 0,384-10-3 Фрунзенское 1964 1,603 81,8 0,857-10-3 Каневское (нижний мел) 1958 15,298 80,5 0,119 Ленинградское 1958 32,836 62,2 0,322 Челбасское I960 12,798 76,6 0,307 Староминское 1961 21,09 77,8 0,197 Кущевское 1962 21,365 69,2 0,036 Сердюковское 1962 8,748 78,1 0,585 Березанское Анастасиевско- 1963 40,373 84,1 0,919 Троицкое: горизонт I 1956 1,138 86,2 0,5-Ю—з горизонт II 1956 1,105 47,0 0,1-40—2 горизонт III 1955 2,765 77,3 0,2-10-2 Месторождения Седьельское * 1939 2,74 93,9 — Вой-Вожское ** (III пласт) 1944 2,95 71,1 — Нибельское (III пласт) 1947 6,45 82,2 — Нямедьское 1959 0,08 69,5 — Верхне-Омринское (пласт 16) 1951 7,87 78,4 — Западно-Изкосьгорин- 1963 0,95 45,2 — ское Вуктыльское 1968 105,8 27,2 25,54 * Разработка завершена в !973 г. “ Разработка завершена в 1965 г. 12
Таблица 2 и газоконденсатных месторождений Краснодарского края и Коми АССР 1977 г.) Текущее пласговэе давление Число скважин Средний дебиг скважины, гыс, м3/суг Давление на устье скважины ксс/с м* % сниже- ния ос на- чального в эксплу- атации выбыло ИЗ числа дей- ствующих начальный текущий Краснодарского края 165,7 1,5 12 1 18 54,5 ‘ 133 157,4 4,8 6 4 65 88 138 49,1 74 8 15 220 70 31,9 45,6 80 34 34 243 7 24,0 69,7 70 16 21 290 31 32,8 45,2 80 29 30 275 12 23,2 67,0 55 40 1 53 48,0 63,0 78 13 11 450 17 31,0 29,0 90 39 50 480 23 17,5 55 37,2 2 15 64 11,2 44,5 120 6,8 12 12 100 31,0 94,0 122 6,9 И 15 140 26,0 103,0 Коми АССР 9 86 — 52 50 — — 6,1 92 — 19 80 — — 15 82 4 16 80 200 5,6-9 47 32 2 2 50 — — 8 90 о 10 10 70 6,5-18 36 40 5 2 70 200 18 218 41 74 — 100-2000 792 91-140 13
напорного бассейна и высокие коллекторские свойства обуслови- ли практически жесткий водонапорный режим разработки зале- жей обоих месторождений. Горизонт III Анастасиевско-Троицкого месторождения пред- ставлен чередованием прослоев песков, песчаников, алевролитов и глин. Распространение песчано-алевролитовых пород по пло- щади .крайне неравномерно. В пределах III горизонта выделено семь самостоятельных залежей, связанных с локальными купо- лами и имеющих различные отметки газоводяных контактов. Все эти залежи разрабатываются в условиях режима, близкого к жесткому водонапорному. Горизонт II Анастасиевско-Троицкого месторождения сложен алевролитами, реже песками, чередующимися с прослоями из- вестковистых глин. На отдельных участках отмечается сущест- венная глинизация песчаных прослоев. Литологическая изменчи- вость в сочетании с разрывными нарушениями привела к обра- зованию ряда ловушек, часть из которых оказалась заполненной газом. Всего в пределах контура газоносности во II горизонте обнаружено пять самостоятельных массивных водоплавающих залежей с разными отметками ГВК. В разработку залежи вво- дились неодновременно и с различными темпами отбора газа. Пластовые давления во времени снижаются незначительно. Горизонт I состоит из прослоев алевролитов и глин. Связан- ная с ним единственная пластовая сводовая газовая залежь ли- тологически ограничена с востока, юго-востока и частично с юга. Режим разработки залежи — активный упруговодонапорный со снижением пластового давления примерно на треть от начально- го при отборе почти 85% запасов газа. Активность водонапорного бассейна, интенсивность внедрения вод, а также степень близости режима разработки залежей всех трех горизонтов Анастасиевско-Троицкого месторождения к жесткому водонапорному достаточно хорошо сочетаются с раз- мерами водонапорных бассейнов, проницаемостью и литологиче- ским строением коллекторов. Газовые и газоконденсатные месторождения Коми АССР Газовые месторождения Ижма-Омринского района приуро- чены <к двум положительным структурам (рис. 3): Ухта-Ижем- скому антиклинальному поднятию и Омра-Сойвинскому струк- турному выступу [90]. Ухта-Ижемскос антиклинальное поднятие имеет северо-за- падное простирание и протягивается от р. Ухты до р. Вычегды. Оно осложнено рядом локальных складок небольшого размера, которые обусловлены, по-видимому, дизъюнктивными дислока- циями фундамента двух направлений. Первое выражено узкой террасой, осложненной Западно-Изкосьгоринской, Роздинокон и 14
Кушкоджской структурами, с которыми связаны залежи газа. Второе направление представлено региональным Ижемским сбросом северо-западного простирания. Вдоль c6ipoca выявлены Рнс. 3. Схематическая карта размещения месторождений центральной части Тимано-Печорской провинции. / — Интинское; 2 — Печорокожвинское; 3 — Печорогородское; 4 — Кыртаельское; 5 — Вук- тыльское; 6 — Нямедьское; 7 — Кушкоджское; 8 — Северо-Седьельское; 9 — Седьельское; 10 — Роздинское; 11 — Западно-Изкосьгоринское; 12 — Вой-Вожское; 13 — Нибельское; 14 — Верхнеомринское; 15 — Нижнеомрннское; 16 — Зеленецкое; П — Чернореченское; 18 — Пачгннское; 19 — Рассохинское; 20 — Курьинское; 21 — Андюгское; 22 — Патраков- ское относительно небольшие антиклинальные и брахиантиклиналь- ные складки, образующие группу Верхне-Ижемских месторож- дений нефти и газа: Нямедское, Северо-Седьельское и Вой-Вож- ское. К Омра-Сойвинскому структурному выступу, расположенно- му в междуречье р. Ижмы, Сойвы и Печоры, относятся Верхие- 15
О.мринская, Нижне-Омрииская и Нибельская брахиантикли- нальпые складки. Ухта-Ижемское антиклинальное поднятие и Омра-Сойвинский структурный выступ разделены региональным сбросом, амплитуда которого между Вой-Вожской и Нибельской структурами достигает 70 —110 м. Месторождения газа и нефти этих двух смежных тектонических элементов приурочены в ос- новном к поддоманиковым отложениям среднего девона и ниж- ней части верхнего девона. Здесь снизу вверх выделяются эйфельский продуктивный комплекс (III и Пб), живетский (II, На, 1г и 1в), пашийский (16 и 1а). а также кыиовокие алеврито- песчаные пласты, имеющие ограниченное распространение. На территории Ижма-Омрннского района по площади наибо- лее распространен III пласт эйфельского яруса, являющийся ба- зальным горизонтом среднедевоноких отложений. С угловым и стратиграфическим несогласием он залегает па метаморфических сланцах фундамента и осадках ижма-омринского комплекса. Пласт характеризуется преимущественно песчаным составом и осносптельно выдержанными коллекторскими свойствами: сред- няя пористость составляет 22%, проницаемость 15—150 мД. Мощность сто увеличивается в восточном и юго-восточном на- правлениях от 10—14 м на Ня.медском, Кушкоджском и Седь- ельском месторождениях до 18—20 м в районе Вой-Вожского. С этим пластом связаны газовые залежи на Нямедском, Роздин- ском, Седьельском и Вой-Вожском месторождениях, а также в зоне выклинивания песчаников на Западно-Изкосьгоринском. На Седьельском, Вой-Войжском, Западно-Изкосьгоринском и Нибельском •месторождениях залежи газа в III пласте имеют небольшие оторочки тяжелой, в значительной степени окислен- ной нефти. На Верхне-Омринском месторождении этот пласт во- донасыщен, а на Нижне-Омринском отмечены небольшие по запасам залежи газа и нефти, связанные с малоамплитудным куполовидным поднятием, На северо-западе Ижма-Омринского района развит и продук- тивен пласт Пб (Северо-Седьельское, Седьельское). Сложен он здесь в основном алеврито-песчанистыми породами локального распространения, в пределах структур Омра-Сойвинского высту- па— глинисто-мергелистыми и •карбонатными породами. К живетскому продуктивному комплексу приурочены пласты II, Па, 1г и 1в. Пласт Па промышленно газоносен в Верхне- Ижемском районе, где с ним связаны залежи Нямедского, Куш- коджского и Седьельского месторождений. Пласт На характери- зуется литологической изменчивостью, представлен кварцевыми разнозернистыми линзовидными песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Мощность песчаников 6—8 м, пори- стость более 15%, проницаемость около 20 мД. Общая мощность его изменяется от 8 до 36 м. На Кушкоджской структуре газовая залежь пласта И окаймляется небольшой по мощности отороч- кой тяжелой нефти. 16
Пласт 1г выделяется лишь на Вой-Вожском месторождении, где на южной периклинали выявлена нефтяная рукавообразная залежь. Пласт состоит из песчано-гравийных осадков мощностью от 0 до 20 м, пористостью более 20%, средняя проницаемость здесь превышает 300 мД (максимальная 7600 мД). Пласт 1в развит на Всрхне-Омрпнском и Нижне-Омринском месторождениях, сложен терригенными осадками. Отличительная его особенность — увеличение мощности от 2—15 м на северо- восточном крыле Нибельской складки до 93 м на Нижне-Омрин- ском месторождении. В пределах Нибельской структуры пласт прослеживается в виде разрозненных линз мощностью 1—8,5 м, средней пористостью 17,4% и проницаемостью порядка 40 мД. В пласте 1в здесь обнаружена структурно-стратиграфическая залежь га,за с оторочкой легкой нефти. К востоку мощность и ли- тологический состав пласта изменяются, и на Верхне-Ом-ринском месторождении он представлен песчаниками мощностью 14— 20 м, пористостью 7—28%, проницаемостью 0,3—1475 мД, в ко- торых выявлена крупная залежь газа, окаймленная нефтяной оторочкой шириной до 1 км и мощностью 3,5—11 м. Пашийский продуктивный комплекс нижнефранского подъя- руса верхнего девона в пределах Иж'ма-Омрпнского района име- ет региональное развитие и залегает да отложениях эйфельокого и живетского ярусов среднего девона с угловым и стратиграфи- ческим несогласием. Он сложен песчано-глинистыми терриген- ными отложениями, в которых выделяются песчаные пласты 16 и 1а. Мощность пашийских отложений увеличивается с запада на восток от 11—22 м в районе Нямедского месторож- дения до 35—70 м на Ннжне-Омринской структуре. Пласты 16 и 1а сложены глинисто-алевролитовыми и песчано-алевролито- выми осадками с прослоями мелкозернистых кварцевых песча- ников. На Нямедском, Кушкоджском и Седьельском месторожде- ниях пласты 16 и 1а содержат незначительные газовые залежи, а на Вой-Вожском, Нибельском и Верхне-Омринеком месторож- дениях— -небольшие литологически ограниченные газонефтяные. Промышленно нефтегазонасыщенны песчаники этих пластов на Нижне-Омринской площади, где с ними связаны наибольшие залежи нефти и значительные по размерам газовые шапки. Промышленная газоносность кыновского продуктивного комп- лекса установлена на Зеленецком месторождении, где к линзо- видным .песчаникам и алевролитам пористостью 7—29% и про- ницаемостью 1,0—430 мД приурочены залежи газа. В продуктивных комплексах рассматриваемого района выде- ляются .коллекторы двух групп. Изучение гранулометрического и вещественного состава показывает, что .коллекторы первой группы состоят в основном из кварцевых алевролитов и в мень- шей степени из алевролитовых песчаников, а коллекторы второй группы—из кварцевых песчаников при подчиненном значении гравелитов и алевролитовых песчаников (табл. 3 [90]). 17
Таблица 3 Коллекторские свойства месторождений Коми АССР Мес горождение Пласт Состав пород, % Пористое гь, % Проницаемое гь, мД алев- ролиты песча- ники роли гы 'ники’ а тев- ри.ТИ !Ы песча- НПКИ Седьельское Кынов- ский 100,0 - 11,0 - 0,85 - 1а 83,5 16,5 10,8 13,7 0,80 3,2 16 81,0 19,0 11,1 14,4 0,95 4,5 Па 84,0 16,0 12,1 15,8 1,50 8,5 Иб 90,0 10,0 11,6 17,0 1,20 15,0 III 75,0 15,0 11,8 18,3 1,30 27,0 Вой-Вожское Седьель- ский 89,0 11,0 13,3 20,4 2,60 70,0 1а 83,0 17,0 11,8 14,9 1,30 л л 16 79,0 21,0 11,8 17,8 1,30 22,0 1г 42,0 58,0 13,3 24,0 2,60 340,0 III 25,0 75,0 11,7 19,3 1,20 43,0 Западно-Изкось- II 80,0 20,0 11,8 16,2 1,30 :о,о горинское III 42,5 57,5 13,3 23,5 2,60 290,0 Нибельское 1а 86,0 14,0 Н,5 15,3 1,20 и.з 16 80,0 20,0 10,6 15,0 0,70 9,1 1а 65,0 35,0 12,0 17,4 1,65 37,0 III 18,5 81,5 11,7 20,3 1,30 215,0 Всрхне-Омрин- 1а 74,0 26,0 11,5 37,5 1,15 40,0 ское 16 74,0 26,0 10,4 19,5 0,66 130,0 1в 22,0 78,0 12,5 22,1 2,10 590,0 III 16,0 84,0 11,8 21,0 1,30 310,0 В гидрогеологическом отношении район расположен в юго- восточной части Печорского артезианского бассейна, область гидрогеологического влияния в котором оценивается шлощадью 150X100 км. В осадочном чехле выделяется от четырех до семи водоносных комплексов: четвертичный, визейокий 'карбонатный, визейский терригенный, фаменский, верхнефранский, продуктив- ные отложения верхнего и среднего девона и додевонские обра- зования. Воды четырех верхних 'комплексов, связанные с зоной свободного водообмена, в основном пресные, а верхнефранского, относящегося уже к зоне затрудненного водообмена, — солено- ватые (до 2,8° Be). Иногда в доманиковых отложениях они бы- вают солеными (до 7,8° Be). Водообильность различная. Воды продуктивных девонских и додевоноких отложений близки то своему составу, высоко минерализованы (8,1 —18° Be) и относятся к хлоркальциевому типу хлоридно-натриевой группы. 18
Отмечается общее увеличение минерализации с глубиной и в юго-восточном направлении. Притоки различны — от 0,5—до 100 м3/сут. Пластовые воды продуктивных горизонтов по химическому составу практически неразличимы, что особенно характерно для зон, тяготеющих к тектоническим нарушениям. Вуктыльское газоконденсатное месторож- дение [73] находится в Верхне-Печорской впадине Предураль- ского'Прогиба примерно в 180 км к востоку от Ухты (рис. 4). По данным геофизических исследований, общая мощность осадоч- ных отложений на Вуктыльском месторождении оценивается в 9—10 км. В настоящее время здесь вскрыты отложения верхней части фамснского яруса верхнего девона на глубине около 5500 м в каменноугольной, пермской и триасовой системах. Мощность терригенных отложений ордовика и карбонатных си- лура оценивается в 1100—1300 м. Девонская система сложена осадками среднего и верхнего отделов. Не исключено наличие отложений и нижнего отдела. Ожидается, что средний отдел будет -Представлен преимущест- венно терригенными осадками эйфельского и живетского ярусов. Верхний отдел, вскрытый скв. 42, имеет мощность порядка 400м и состоит из отложений франского (терригенно-карбонатные по- роды) и фаменокого (главным образом -карбонатные породы) ярусов. Каменноугольная система полностью вскрыта скв. 38, где сум- марная мощность всех отделов ее составляет 1610 м. Ннжний отдел — это осадки турнейского, визейского, намюрского ярусов средней мощностью 1440 м. Турнейский ярус мощностью 840 м связан с карбонатно-глинистыми породами. Визейский ярус мощ- ностью 533 м выражен терригенными и карбонатными осадками яснополянского, окского и серпуховского надгоризоитов. На- мюрский ярус мощностью 87 м залегает на подстилающих отло- жениях со стратиграфическим перерывом. Сложен он известня- ками с прослоями доломитов, глин и мергелей. Средний отдел (башкирский и московский ярусы) имеет сред- нюю мощность 175 м. Залегает со стратиграфическим перерывом на отложениях намюрского яруса. Башкирский ярус мощностью 32 м сложен органогенными известняками. Московский ярус мощностью 143 м в составе Верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен известняками с прослоя- ми доломитов с широко развитой трещиноватостью. Верхний отдел карбона состоит из трещиноватых известняков средней мощностью 26 м. Пермская система сложена иижним и верхним отделами, мощность которых колеблется от 2200 м на своде и до 3000— 3200 м на крыльях и периклинальных частях структуры. Ниж- ний отдел выражен отложениями ассельского, сакмарского, ар- тинского и кунгурского ярусов. Мощность осадков увеличивается 19
|-^|/ 1 °^ |j E35 E35 Рис. 4. Структурная карта по кровле коллекторов среднего карбона Вуктыль / — изогипсы кровли отложений среднего карбона; 2 — тектонические нарушения: 3 — водяной контур по кровле С?; 6 — в южном направлении месторождения от 380 до 840 м. В отложе- ниях ассельского и сакмарского ярусов -преобладают известняки с прослоями тористых и трещиноватых доломитов. Артинский ярус представлен в нижней части карбонатными, а в верхней — терригенными отложениями. Кунгурский ярус сложен ангидритами и гипсами, переслаи- вающимися аргиллита-ми, алевролитами и (Песчаниками. Мощ- ность меняется от 86 м на севере до 813 м на юге структуры. Эвапоритовая толща кунгурского яруса является хорошей по- крышкой, обеспечивающей! сохранность залежи. Верхний отдел состоит из отложений уфимского, татарского и казанского ярусов. Мощность его в своде структуры 1600— 1700 м, а на крыльях и периклиналях — 2500—3000 м. В разрезе прослеживается однородная толща аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мезозойские отложения развиты на погруженных частях структуры — это глины, алевролиты н песчаники триасового воз- раста. Мощность отложений до 400 м. Четвертичные отложения выражены морскими суглинками и песками, межморенными осадками, флювиогляциональными и аллювиальными породами и торфяниками. Мощность их изменя- ется от 60 до 80 м. Вуктыльское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной структуре (см. рис. 4). Морфологически это слож- нопостроенная высокоамплитудная, асимметричная, валообраз- иая складка субмеридионального простирания. В разрезе выде- ляются два структурных этажа: верхний надвиговый (аллохтон- ный) и нижний поднадвиговый (автохтонный). О строении поднадвигового этажа Вуктыльской структуры предварительно можно судить пока только по результатам буре- ния скв. 38 и 42, вскрывших различные мощности отложений, и результатам геофизических методов разведки, полученным в 20
ского газоконденсатного месторождения. положения точек устьев н забоев скважин; 4 — промысловые коммуникации; 5 — газо- газоводяной контур по кровле Pi 1977 г. Бурением выявлено, что поднадвиговая часть складки имеет моноклинальное залегание слоев с наклонам на восток (в сторону Герд-Ельской синклинали). Данные сейморазведоч- ных работ 1977 г. в центральной части структуры фиксируют локальное куполовидное поднятие небольших размеров, соответ- ствующее верхнему структурному этажу (северному куполу) в .районе скв. 39. Таким образом, до получения результатов бурения скв. 5Z можно лишь предположить, что поднадвиговый структурный этаж .представляет собой моноклинальное залегание слоев, ос- ложненных при 'погружении их в Герд-Ельскую синклиналь, .по- видимому, флексурным .перегибом субмеридионального прости- рания, который в свою очередь, возможно, осложнен рядом диагональных нарушений. Это сказалось на морфологии струк- турного этажа и определило возможное наличие куполовидного поднятия (по данным сейсморазведки), соответствующего части северного купола (район скв. 39) аллохтонной части складки. По верхнему надвиговому этажу в пределах сводовой части Вуктыльской структуры вырисовываются трн купола: северный, центральный и южный. Размеры складкн 100X5—6 км. Амплитуда аллохтонной части структуры 'по отложениям нижней перми достигает 1500 м. Восточное крыло складки отно- сительно пологое (15—20°), западное — крутое, осложненное региональным нарушением. Висячий бок его имеет углы накло- на от 50 до 90°, а лежачий бок, относящийся к поднадвиговой части структуры, — 10—12°. По .кровле продуктивной толщи (подошва отложений кунгур- ского яруса) на отметке газоводяного контакта (—3350 м) об- щая длина складки составляет 75 км при ширине 5 км и макси- мальной амплитуде 1400 м. Региональное нарушение типа надвига прослеживается по за- падному крылу поднятия скв. 14,15,20,27,31,44 и подсечено скв. 21
38 и 39, расположенными на восточном крыле в присводовой зоне северного купола. Амплитуда нарушения колеблется до 600 до 1000 м. Поверхность представляет собой волнистую плос- кость субмеридионального простирания, круто поднимающую- ся в западном направлении и резко выполаживающуюся на востоке. Разрабатываемая газоконденсатная залежь Вуктыльского месторождения .приурочена «к мощной преимущественно карбо- натной толще нижнепермокого и 'Каменноугольного возрастов. Во всех опробованных скважинах, вскрывших продуктивную толщу, выше отметки — 3320 м получены 'притоки газа с конден- сатом (кроме скв. 34 н 35, оказавшихся «сухими»). В образцах керна нз продуктивной толщи наблюдаются признаки нефтенос- ности— запах нефти и бензина, примазки и включения битума, а также окисленной и жидкой нефти. Скопления нефти -встреча- ются как внутри газонасыщенного карбонатного массива (скв. 14 и 33), так и в приконтактной зоне (скв. 20, 26, 31, 36 и 49). Анализ результатов опробования скважин, расположенных на централь- ном куполе Вуктыльской структуры, показывает, 'что нефтяные скопления характеризуются ограниченными размерами и спора- дически распределены-по разрезу и площади. Верхняя граница продуктивной толщи определяется тритона- ми газа в скв. 5 и 129 из аргиллитовой пачки артинского яруса и резким увеличением содержания суммы углеводородов в гли- нистом растворе после пересечения -подошвы кунгурского яруса, отмеченного ,при проведении газометрии ,по скв. 2, 3, 8, 122, 125 и др. Покрышкой газоконденсатной залежи служат сульфатно- терригенные отложения кунгурского яруса мощностью от 86 м на севере до 813 м на юге. Залежь в отложениях нижнепермско-каменноугольного воз- раста единая, что подтверждается совокупностью следующих данных: 1) в пределах антиклинальной складки существующие диа- гональные тектонические нарушения имеют амплитуду меньше этажа газоносности; 2) изменение (пластового давления н температуры -по стволу .скважин имеет близкий по всему разрезу (продуктивной толщи линейный характер; 3) снижение давления по разрезу -продуктивной толщн в про- цессе разработки равномерно и синхронно (ом. главу II); 4) газ н конденсат по площади и разрезу месторождения идентичен по составу; 5) весь продуктивный массив объединен в единую газодина- мическую систему с широко развитой -макро- и микротрещино- ватостью; 6) в разрезе отсутствуют .коррелируемые по -всей площади глинистые пласты; 22
7) для всей продуктивной толщи промыслово-геофизические характеристики близки. Залежь по совокупности геологических (признаков относится к (подтипу массивно-пластовых. В разрезе 'продуктивной толщи на основе обработки керно- вых материалов выделяются три основные группы коллекторов (по А. А. Ханину): 1) тонкопорово-каверново-трещинные (т = 0,1—3%); 2) порово-каверново-трещинпые (т = 3,0—6%); 3) трещинно-каверново-поровые (т>6%). Основной объем запасов газа и конденсата, утвержденный ГКЗ, связан с коллекторами третьей группы. Режим залежи в период опытно-промышленной эксплуатации оценивался как преимущественно газовый, что подтвердилось в процессе дальнейшей промышленной эксплуатации 'месторож- дения. Подстилающие газоконденсатную залежь пластовые воды — высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа с об- щей минерализацией 212—256 г/л. Напоры вод составляют 3200—3250 м под плоскостью ГВК. Дебиты воды, полученные при опробовании скважин, колеблются от 0,5 до 230 м3/сут в за- висимости от типа коллектора, эффективной мощности и забой- ных депрессий. Медвежье газовое месторождение Медвежье газовое месторождение расположено в северной части Тюменской области в 340 км восточнее г. Салехарда. Вскрытый разрез месторождения сложен осадками меловой, палеогенной и четвертичной систем. По местному стратиграфи- ческому делению отложения от готерива до сеномана включи- тельно объединены в усть-тазовскую серию; туронскому ярусу соответствует кузнецовская свита, а коньяк-сантон-кампанскнм образованиям — ганькинская свита. Нижнемеловые отложения представлены: 1) валанжинским ярусом (алевритнстые аргиллиты, вскры- тая мощность 200 м); 2) готерив-»барремс1кой толщей {чередование мелкозернистых аркозовых песчаников, алевритов и аргиллитов мощностью 470 м); 3) аптским ярусом (переслаивающиеся аргиллиты, алевро- литы и песчаники мощностью 370 im) ; 4) альбским ярусом (чередование каолинизованных песчани- ков, алевролитов и слоистых глии, мощность отложений 410 м). Верхнемеловые отложения состоят из осадков: 1) сеноманского яруса '(переслаивание мелкозернистых пес- чаников с различным содержанием глинистого материала, глнн и алевролитов, общая мощность 250—300 м); 23
2) туронского яруса (выдержанная -по 'Площади толща зеле- новато-серых глин мощностью 40—60 м); 3) коньяк-сантон-кампанских отложений (глины и глаукони- товые алевролиты общей мощностью 160—250 м): 4) маастрихт-датскнх отложений (алевритистые глины с прослоями алевролитов в нижней части разреза, мощность 180— 240 м). Палеогеновая система в разрезе Медвежьего месторождения включает палеоценовый, эоценовый и олигоценовый отделы, со- ответствующие по местному стратиграфическому делению тибей- салинской, люлинворской и чегаиской свитам. Палеоценовые образования состоят из двух пачек. Нижняя — алевритистые глины с прослоями алевролитов, верхняя — мелко- зернистые пески и песчаники с прослойки глин, алевролитов и бурого угля. Общая мощность палеоцена 255—320 м. Эоценовые отложения выражены тремя литологическими пач- ками. Нижняя — опоковидные глины и опоки (мощностью 70— 120 м), средняя — слабоглинистые диатомиты (60—70 м), а верх- няя— диатомитовые глины (75—90 м). Олигопеновые осадки сложены алевритистыми глинами с прослоями кварцевых и глауконитовых песков в нижней части разреза. Мощность 50 м. Четвертичные отложения, несогласно залегающие на породах палеогена, представлены речными песками, суглинками, глина- ми, супесями с прослоями торфа и галечников. Мощность до 200 м. Месторождение Медвежье расположено в районе многолет- ней мерзлоты. В зависимости от рельефа, ландшафтов и состава почв глубина залегания кровли многолетней мерзлоты изменя- ется от 0,3 до 3 м. В южной части месторождения отмечается меньшая мощность толщи многолетнемерзлых пород. К пери- ферийным частям структуры мощность мерзлоты возрастает. Месторождение расположено на одноименном меридиональ- ном мегавале Надым-Пурской тектонической зоны. Приурочено оно к складке платформенного типа, имеющей по поверхности •сеноманских продуктивных горизонтов (изогипса — 1140 м) раз- мер 120X25 км. Амплитуда структуры около 140 м, по кровле меловых отложений она сокращается до 50 м, а по эоценовым — до 8 м. Складка осложнена южным — Медвежьим и северным — Ныдинскпм локальными поднятиями (рис. 5). Основные продуктивные горизонты связаны с сеноманскими образованиями, залегающими на глубинах 1060—1210 м. В пре- делах Ныдинского поднятия открыта газоконденсатная залежь в отложениях валанжииа. При испытании глубоких разведочных скважин на глубине 2960—3020 м установлена также промыш- ленная газоносность [80], которая имеет, очевидно, локальный характер. Основная залежь газа связана с верхней частью се- номана и относится к пластово-массивному типу. Протяженность 24
Рис. 5. Структурная карта по кровле продуктивной толщи 2\1едвежьего месторождения (по данным ВНИИГаза). / — скважины; 2 — изогипсы кровли продуктивной толщи; з—внешний контур газоносности; 4 — линии геологического разреза и корреля- ции
Рис. 6. Геологический разрез продуктивной толщи Медвежьего месторождения. / — алевролиты и пески; 2 — переслаивание алевролитов и глин; 3—глины; 4 — газона залежи около 120 км, ширина 13—26 км, этаж газоносности 114—135 м. Газоводяной контакт несколько наклонен в северо- восточном направлении, в пределах абсолютных отметок от — ИЗО до—1141 м. Начальное пластовое давление 117,3 кгс/см2, пластовая температура на уровне ГВК составляет 37° С, а у кровли продуктивной толщи 31—32° С. Покрышкой залежи служат регионально выдержанные ту- рон-палеоценовые образования общей мощностью до 650 м, сло- женные преимущественно глинами. Суммарная мощность продуктивной толщи сеномана 24— ИЗ м, эффективная 10—93 м, пористость изменяется от 22 до 38%, проницаемость от 20 до 2000 мД. В продуктивном разрезе выделяются: 1) мелкозернистые пес- ки и песчаники, алевролиты; 2) глинистые алевролиты и алевро- литы, переслаивающиеся с глинами [61]. Мелкозернистые песча- ники и алевролиты отличаются частым постепенным переходом один в другой в пределах пласта. В песчаниках встречаются отдельные крупные зерна обломков до 1 мм. Обломочный мате- риал представлен главным образом кварцем и полевым шпатом. Преобладающий по составу цемент — глинистый, по типу — по- ровый. В разрезе отмечается наличие рассеянной растительной органики. Текстура алевролитов и песчаников в основном бес- порядочная или волнисто-косослоистая. В алевролитах осадков второго типа встречаются тонкие прослойки углистой глины. Характерной особенностью алев- ролитов является их горизонтальное, лпнзовидное и слоистое строение. Содержат они также прослойки растительного детри- та и темно-серой глины. 26
C«e 8 Схв 21 сыщенные пласты; 5 — газоводяной контакт; £—интервал перфорации В результате равномерного переслаивания алевролитов и глин отдельные интервалы разреза имеют ленточную структуру. Мощность глин изменяется от нескольких сантиметров до 10 м. По структурным особенностям различают алевролитовые глины, содержащие до 25% алевритовой фракции, и относительно чис- тые глины, в которых алевритовых зерен не более 10%. Таким образом, продуктивный разрез отличается значитель- ной неоднородностью, что должно учитываться при реализации контроля за разработкой месторождения. Пластам присуще линзовидное строение (рис. 6). Мощность отдельных прослоев коллекторов 0,4 — 20 м, суммарная мощ- ность коллекторов составляет 60—80% всей мощности продук- тивного разреза. Коллекторские свойства продуктивных отложе- ний улучшаются с глубиной. Начальные запасы газа Медвежьего месторождения по кате- юрии В + С| оценены в 1548 млрд. м3. Средний состав газа, об.%: метан — 98,8; этан — 0,10; про- пан— 0,009; бутан — 0,002; пентан — следы; углекислый газ — 0,10; азот — 0,88. Сероводород отсутствует. Плотность газа по воздуху 0,56. Содержание конденсата в газе сеноманской залежи 0,Зсм3/м3„ Конденсат содержит 75% нафтеновых, 20% метановых н 5% ароматических углеводородов. Плотность конденсата 0,873 г/см3, температура застывания — 70° С, выкипания — от 210 до 300° С [80]. Сеноманская газовая залежь на всей площади подстилается подошвенной пластовой водой. Медвежье месторождение при- 27
урочено к водонапорной системе, распространенной на огромной территории Западно-Сибирской низменности. Воды сеноманских отложений слабоминералпзованные, почти сессульфатные, в основном хлоркальциевые [46]. Плотность воды 1,0127 г/см3, общая минерализация 18,8 г/л. Характерной особенностью пластовых вод меловых отложений является их высокая газонасыщенность (1,5—2,5 л/л). Медвежье газовое месторождение введено в разработку в мае 1972 г. По состоянию на начало 1978 г. здесь в эксплуатации находится 178 скважин. Отбор с начала разработки составил 162,5 млрд, м3 газа. В 1977 г. среднесуточная добыча равнялась 165,7 млн. м3, а средний рабочий дебит одной скважины около 1200 тыс. м3. Допустимая депрессия на пласт — около 5 кге/см2 (79]. Проектный отбор газа на период постоянной добычи (65 млрд, м3) достигнут в 1977 г. Южная часть месторождения разбурена по равномерной сет- ке с расстояниями между скважинами 800—2000 м. Скважины размещены в пределах изопахит 50—60 м. В северной части мес-. торождений осуществляется комбинированное расположение скважин (равно?лерное и кустовое). Кусты находятся на рас- стоянии от 1,5 до 2,5 км, и в каждом из них бурится по три-че- тыре скважины на расстоянии 50—70 м. Большинство эксплуа- тационных скважин вскрывают продуктивный разрез в 15—30 м от поверхности газоводяного контакта. В процессе разработки Медвежьего месторождения осуществ- ляются контроль за продвижением ГВК геофизическими мето- дами, наблюдение за уровнем пластовых вод в пьезометрических скважинах, гидрохимические исследования в газовых скважинах, дебитометрия, контроль за отработкой продуктивной толщи, распределением пластового давления, характером изменения про- дуктивности скважин и др. Оренбургское газоконденсатное месторождение Оренбургское газоконденсатное месторождение расположено в северной части Соль-Илецкого свода. Разрез его включает комплекс осадков кайнозойского, мезозойского, пермского, ка- менноугольного, девонского и ордовикского возрастов [18, 19]. Отложения ордовика представлены алевролитами, аргилли- тами и песчаниками. Вскрытая мощность 606 м. Девонские образования состоят из терригенно-карбонатных пород, мощность которых изменяется от 0 до 60 м. Каменноугольная толща выражена нижиим, средним и верх- ним отделами: 1) иижний карбон — известняки турнейского яруса (мощ- ность 140—260 м), известняки н доломиты визейского и намюр- ского ярусов (мощность 360—400 м); 28
2) средний карбон — известняки башкирского яруса (120— 150 м) и известняки с прослоями аогиллитов московского яруса (100—120 м); 3) верхний карбон — органогенно-обломочные известняки (70—105 м). Отложения пермской системы представлены известняками (120—600 м) ассельского, сакмарского и артинского ярусов. Кунгурский ярус сложен в нижней части переслаивающимися известняками и ангидритами, в верхней — в основном каменной солью с прослоями ангидритов. Мощность кунгурского яруса изменяется от 230 до ИЗО м. Уфимский, казанский н татарский яр\сы состоят из терригенных пород с прослоями гипсов,' ангид- риюв, мергелей. Общая мощность достигает 600 м. Мезозойские отложения выражены триасовой, юрской п ме- ловой системами, сложенными песчаниками, глинами, галечника- ми и конгломератами. Мощность мезозоя изменяется от 0 до 570 м. Неогеновые осадки — это главным образом глины и пески мощностью до 120 м. Четвертичные образования представлены суглинками и пес- ками мощностью от 0 до 60 м. Оренбургское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному валу (рис. 7). По маркирующим горизонтам верхней перми Оренбургский вал отличается более сложным строением по сравнению с нижележащими горизонтами. Такая особенность связана со значительным изменением мощностей соленосного комплекса куигура и развитием системы грабенов [18]. По верхнепермским горизонтам в пределах Оренбургского вала прослеживаются две параллельные широтные системы со- лянокупольных структур, разделенных грабеном. Структурный план по маркирующим горизонтам нижнеперм- ских и каменноугольных отложений характеризуется более спо- койным тектоническим строением. По кровле артинских карбонатных отложений протяженность Оренбургского вала 130 км, ширина в центральной части от 18 до 25 км, амплитуда 530 м. Угол наклона северного крыла около 8°, южного — 2.5е. В восточном и западном направлениях вал погружается, более крутое восточное погружение. Структурный план подсолевых образований нижней перми в значительной степени повторяет поверхности верхнего девона и ордовика при смещении свода структуры по более древним отложениям в северном направлении. Продуктивная толща Оренбургского газоконденсатного место- рождения связана с породами от филипповского горизонта кун- гурского яруса нижней перми до башкирского яруса среднего карбона. Залежь газа, приуроченная к доломитам филиппов- ского горизонта, пластовая сводовая, литологически ограничена, 29
Рис. 7. Структурная карта на кровле продуктивной толщи пермско-камениоугольпых отложений Оренбургского месторож- дения (по Е. К. Кану, Ю. В. Участкину, В. И. Чернову). J— пробуренные скважины; 2 — изогипсы по кровле карбонатной толщи; 3 — внешний контур газоносности; 4 —линии геологического разреза и корреляционных сопоставлений
имеет нефтяную оторочку. Продуктивные отложения отличают- ся значительной литолого-фациальной изменчивостью. Залежь имеет протяженность 70 км при ширине 9—17 км, этаж газонос- ности 500 м. Газонефтяной контакт определяется на абсолютной о> метке— 1690 м, водонефтяной контакт на отметке—1760 м. Пористость равна 12%, газонасыщенность 65%, среднее содер- жание сероводорода 1,7%. Запасы газа по поровому коллектору филипповской залежи по категории С1 + С2 на 1/1 1978 г. состав- ляют 161 млрд, м3, запасы конденсата — 7,2 млн. т. В карбонатной толще верейского и башкирского ярусов вы- явлены две газоконденсатные литологически ограниченные залежи. Глубина их залегания по данным бурения скв. 17 2080—2300 м. Содержание сероводорода колеблется от 0,5 до 2,9%. Основная газоконденсатная залежь на Оренбургском место- рождении относится к артинеко-среднекамеиноугольным отло- жениям. Залежь массивного типа размером 107X22 км имеет нефтяную оторочку, мощность газоносной толщи в центральной части месторождения превышает 520 м. Положение ГНК и ВНК, принятое при подсчете запасов, определяется абсолютными от- метками соответственно: в западной части —1740 и — 1760 м, в центральной —1750 и —1770 м, в восточной —1760 и —1780 м. Результаты бурения эксплуатационных скважин подтвердили негоризонтальное положение ВНК и ГНК. В разрезе основной артинско-среднекаменноугольной газо- конденсатной залежи по данным ВНИИГаза выделяются четыре литологические пачки. Первая пачка включает газонасыщенную часть разреза ар- тинского яруса и верхнюю часть сакмарского. Общая мощность первой пачки изменяется от 60—90 м в западной части место- рождения до 90—180 м в центральной и 200—250 м в восточной. Литологическая особенность первой пачки—частое и тонкое переслаивание проницаемых н более плотных пород. В среднем эффективная мощность пласта составляет около 30% общей мощности. В центральной части месторождения фильтрационно-емкост- ные свойства первой пачки улучшаются. По результатам иссле- дования керна 64% образцов с пористостью более 6% имеют проницаемость менее 1 мД, 24% образцов—1 —10 мД и 10% — 10—40 мД. Пористые известняки первой пачки характеризуются наиболее низкой проницаемостью, которая особенно снижается по направлению к крыльям и восточной периклинали струк- туры. Вторая пачка представлена отложениями нижней части сак- марского яруса и наиболее пористыми пластами верхней части ассельского. Общая мощность второй пачки увеличивается с за- пада на восток от 40 до 75 м. В центральной части месторожде- ния она достигает 50—70 м, а на южном крыле уменьшается до 31
30 м. Отложения этой пачки характеризуются наилучшпмп кол- лекторскими свойствами, а эффективная мощность ее в среднем по месторождению составляет 52% общей мощности. Во второй пачке 30% образцов, подвергнутых исследованию, имели прони- цаемость выше 10 мД. Отмечается ухудшение коллекторских свойств пачки на крыльях и периклиналях структуры, иногда до полного замещения плотными породами. Третья пачка приурочена к нижней части ассельского яруса и верхнему карбону. Общая мощность ее изменяется от 50 до 100 м. Она представлена в основном плотными практически не- проницаемыми породами, среди которых выделяются проницае- мые прослои мощностью 1—2 м. В локальной зоне центральной части месторождения эффективная мощность третьей пачки воз- растает до 30 м. Четвертая пачка включает отложения нижней части верхне- го и среднего карбона, она наиболее развита в центральной час- ти месторождения, где мощность ее достигает 224 м. Средняя эффективная мощность четвертой пачки составляет около 40% общей мощности. Пласты-коллекторы отличаются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, уступая лишь продук- тивным отложениям второй пачки. Артинско-среднекаменноугольная газоконденсатная залежь приурочена к карбонатным отложениям, характеризующимся пористостью различных типов: межзерновой, трещинной, кавер- новой и смешанной. Для выделения коллекторов на месторож- дении применяют комплекс промыслово-геофизических исследо- ваний, включающий нейтронный гамма-метод, гамма-метод, микрозонды, кавернометрию, метод сопротивления экранирован- ного заземления, мнкрометод сопротивления экранированного заземления, акустический каротаж, а также результаты анализов образцов керна. К коллекторам порового и порово-кавернового типов отнесе- ны породы с пористостью по керну от 6% и выше и проницае- мостью более 0,1 мД. Породы с пористостью меиее 7% по нейтронному гамма-ме- тоду при подсчете запасов отнесены к трещиноватым коллекто- рам с емкостью 0,4%. В центральной части месторождения такие коллекторы составляют около 60% продуктивного разреза, а на крыльях и восточной периклинали структуры Доля их увеличи- вается до 70--80%. По результатам исследований керна, отобранного из многих скважин, отмечается широкое развитие в разрезе трещиновато- сти различной направленности и густоты. О наличии трещинова- тости свидетельствуют также поглощения глинистого раствора в процессе бурения в отложениях артинского, ассельского яру- сов и верхнего карбона. Оценка промышленной продуктивности трещиноватых коллекторов требует проведения дальнейших спе- циальных исследовании. 32
Продуктивные отложения представлены достаточно однород- ными известняками с единичными маломощными прослоями до- ломитов и глин. Артинские и сакмарские известняки отличаются повышенной доломитизацией и сульфатизацией пород. Газона- сыщекны» разрез представлен достаточно сложным чередова- нием пористых, пористо-трещиноватых, кавернозных и плотных пород. Среднее значение пористости для основной газоконденсатной залежи составляет 11,3%, а трещинной емкости — 0,4%. Особенностью продуктивного разреза является то, что плас- тыпколлекторы от кровли до газонефтяного контакта содержат кроме газа остаточную воду и остаточную нефть. Газонасыщен- ность ио различным данным колеблется от 60 до 65%. Начальные запасы газа в артинско-среднекамеиноугольноЙ залежи утверждены ГКЗ в объеме 1701 млрд. м3. Природный газ Оренбургского месторождения имеет сложный состав и ему свойственно изменение концентрации компонентов в пределах залежи [36]. Средний состав пластового углеводородного газа основной залежи следующий, об. %: метан — 84; этан — 4,6; пропан — 1,64; бутан—0,8; пентан — 0,67; гексан + высшис—1,21. Кроме углеводородов предельного ряда, азота, двуокиси уг- лерода в газах содержатся ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилол), сероводород, меркаптановые соединения, серо- окись углерода, гелнй и другие примеси. Концентрация дополнительных компонентов в залежи изме- няется в следующих пределах, об.%: H2S — от 1,3 до 4,7; СО2—• от 0,6 до 2,5. Повышенным содержанием сероводорода (до 4,7%) отлича- ется восточная часть залежи. Отмечено увеличение содержания сероводорода с глубиной. Содержание азота в газе возрастав! от восточной части залежи к западной соответственно с 3,5 до 7,5 об.%, его содержание увеличивается с глубиной. В процессе раз- работки такого месторождения должен осуществляться тщатель- ный и систематический контроль за динамикой изменения соста- ва добываемого газа. Исследования последних лет показали, что потенциальное содержание конденсата в пластовом газе в зависимости от плас- тового давления изменяется от 63 до 74 г/м3. Параметры нефтяной оторочки артинско-среднекаменноуголь- ной залежи должны быть изучены в дальнейшем. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что мощность нефтяной оторочки не превышает 20 м. Физико-химические свойства пластовой неф- ти: плотность 0,843 г/см3, давление насыщения 199,5 кгс/см2, вязкость 2,4-'2,9 сП. В нефти содержится, об.%: асфальтенов — 1,1; смол селикогелневых—12,8; парафина — 2,5 и серы—1,2. Коэффициент растворимости газа изменяется от 0,1 до 1,6 м3/м3 на 1 кгс/см2. Средний газовый фактор 190 м3/т. 2—1939 33
Оренбургское газоконденсатное месторождение приурочено к водонапорной системе, которая контролируется преимущест- венно размерами Соль-Илеикого свода. Радиус условного конту- ра питания [45] составляет около 75 км, давление на контуре пи- тания достигает 200 кгс/см2. Пластовые воды хлоркальциевого типа с минерализацией 240—310 г/л, плотность вод основной газовой залежи изменяется от 1,14 до 1,18 г/см3. Газонасыщенность подошвенных вод до 300 см3/л, содержание сероводорода в растворенном газе до 22—26 об.%. Вязкость воды в пластовых условиях 1,2—1,4 сП. Пластовая температура на глубине 2400 м составляет 45,5° С. Начальное пластовое давление на контакте газ — нефть (—1738 м) равно 206 кгс/см2, а в кровле сводовой части основ- ной залежи— 194,7 кгс/см2. Оренбургское газоконденсатное месторождение введено в разработку в марте 1974 г. По состоянию на 1/1 1979 г. из место- рождения отобрано 137,7 млрд, м3 газа, пластовое давление в зоне отбора в среднем снизилось на 25 кгс/см2. Рабочие дебиты газовых скважин изменяются от 120 до 1000 тыс. м3/сут. В первые годы разработки месторождения доминировал газо- вый режим. Одиако отмечено также избирательное продвижение пластовых вод в газовую залежь, которая является водопла- вающей и контактирует на площади около 1400 км2 [47] с огром- ной водонапорной системой. На конец 1977 г. активные проявле- ния пластовых вод зафиксированы в 19 скважинах, в которых среднесуточный дебит воды достигал 5 м3 и более. Кроме того, в 43 скважинах наблюдались водопроявления с дебитом до 1 м3Усут [75]. Водопроявления в скважинах с первых же лет раз- работки Оренбургского газоконденсатного месторождения, отли- чающегося исключительно сложным строением коллекторов, предопределяют особую важность контроля за продвижением вод и выявлением природы и механизма этих проявлений. ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Текущее состояние и конечная эффективность разработки газовых и газоконденсатных месторождений определяются тем, насколько совершенна запроектированная система разработки, как оиа учитывает все особенности геологического строения месторождения к окружающего водонапорного бассейна и на- сколько полно эта система реализована практически. В соответ- ствии с геологическими и гидрогеологическими условиями, а так- же с выбранной технологией разработки проектируется и систе- ма контроля. Факторы и условия, определяющие степень сложности раз- 34
работки месторождения, под влиянием которых формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы: геологические и гидрогеологические; технологи- ческие. К первой группе следует отнести размеры залежи и ее на- чальные параметры (глубина залегания продуктивного пласта, пластовое давление и температура, запасы газа и конденсата), геологическое строение продуктивного горизонта (многопласто- вость, неоднородность коллекторских свойств, разрывные нарушения и пр,), тип залежи (пластовая, массивная, во- доплавающая), физико-химические свойства пластовых флю- идов и т. д. Эта же группа включает характер контакта залежи с окружающим водонапорным бассейном, особенности этого бассейна: протяженность, проницаемость, гидростатические напоры. Во вторую группу входят: способ разработки залежи (с под- держанием давления, на истощение, с консервацией газовой части залежи или нефтяной оторочки и т. д.); стадия разработки (начальная, основная и др.); темп отбора углеводородов из за- лежи и дебиты отдельных скважин, их рабочие давления и теку- щее состояние; система вскрытия продуктивного горизонта и размещения скважин на структуре; наличие межпластовых или внутрипластовых перетоков газа и пр. Некоторые факторы, такие, как взаимодействие соседних залежей, режим разработки и другие, являются общими, но по- скольку возникают они только в процессе разработки месторож- дений, условно отнесем их ко второй группе. В общем случае система контроля тем сложнее, чем больше упомянутых факторов и условий характерно для данного место- рождения, чем больше особенностей и осложнений в его разра- ботке. Крупное по размерам и этажу газоносности многопласто- вое месторождение с резко неоднородными коллекторами, с блоковым строением, с высоким содержанием конденсата и с нефтяной оторочкой, а также с внедрением пластовых вод требует максимума контролируемых параметров. Не- большое однопластовое газовое месторождение с однородными коллекторами и газовым режимом разработки может достаточ- но эффективно эксплуатироваться и при упрошенной системе контроля. Система контроля определяется уже на стадии составления технологических схем и проектов опытно-промышленной эксплуа- тации (ОПЭ) или проектов промышленной разработки. В связи с этим целесообразно остановиться на опыте эксплуатации рас- смотренных месторождений, обратив внимание на то, какие факторы и условия или их сочетания приводили к осложне- ниям или особенностям в разработке (см. табл. 2). Доста- точно подробно этот опыт изложен в работах [13, 78, 91, 95], поэтому ограничимся лишь изложением основных положений и выводов. 2’ 35
I. Значительная проницаемость коллекторов (50—100 мД н выше) в пределах залежи и окружающего бассейна в сочетании с большой протяженностью последнего, отсутствие тектонических экранирующих нарушений и литологического замещения пород вблизи раздела «газ — вода» — все это, как правило, обусловли- вает проявление упруговодонапорного режима различной актив- ности (большинство газоконденсатных месторождений Красно- дарского края). При наличии тектонических нарушений или зон фациальной изменчивости коллекторов внедрение вод может существенно ограничиваться (Берсзанское (13] или Вуктыльское [64, 73] месторождения). 2- Вскрытие многопластового продуктивного объекта одной сеткой скважин в большинстве случаев приводит к неравномер- ному избирательному обводнению пластов и скважин. Иногда такому обводнению способствует разрушение коллекторов при- забойной зоны и невынос частиц породы из-за высокой подвески иасосно-компрессорных труб (Каневское месторождение [13]). 3. Избирательные водопроявления различной интенсивности характерны и для залежей, сложенных трещиновато-порнстым или трещиноватым коллектором (Коробковское, Оренбургское, Вуктыльское месторождения), если нет гидродинамического барьера между залежью и водонапорным бассейном. 4. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений, расположенных недалеко друг от друга и приуроченных к одному водонапорному бассейну, часто сопровождается взаимодействием залежей, проявляющимся в изменении первоначальных газона- сыщенных объемов, смещении газоводяных контактов, искаже- нии естественной динамики пластовых давлений и темпа внедре- ния евод и т. д. (Староминское и Ленинградское, Берсзанское и Сердюковское месторождения Краснодарского края [95], залежи Центрального и Северного поднятий месторождения Русский Хутор [76]). 5. Специфичны условия разработки месторождений, продук- тивные горизонты которых представлены чередованием достаточ- но обширных зон с коллекторами двух типов: песчаных высоко- проницаемых и глинизированных слабопроницаемых. На таких месторождениях эксплуатационные скважины, как правило, бу- рятся в пределах первых зон, поскольку в пределах вторых де- биты скважин крайне незначительны. После ввода залежи в разработку вначале дренируются высокопроницаемые зоны, а затем по мере увеличения разницы давлений в зонах начинается дренирование слабопроницаемых. Перетоки существенно сказы- ваются на динамике пластовых давлений, оценке режима разра- ботки и т. д. 6. Если продуктивные пласты и пачки многопластовых место- рождений в пределах контуров газоносности разобщены непро- ницаемыми или слабопроницаемыми прослоями, то, применяя специальные системы вскрытия горизонтов, можно рсгулиро- 36
вать внедрение контурных вод, добиваясь необходимого увеличе- ния пли снижения темпов внедрения воды по каждому пласту или пачке [96, 102}. 7. При разработке газовых и газоконденсатных месторожде- ний пластового типа в большинстве случаев динамика темпов внедрения вод (скорости продвижения) описывается кривой с максимумом, т. е. отмечается увеличение их до определенного момента разработки, а затем снижение (33, 95]. Точка максиму- ма темпов внедрения определяется коллекторскими свойствами пластов в пределах залежи и окружающего бассейна, его протя- женностью, напорами и т. д. Изменение во времени скорости подъема газоводяного контакта при разработке массивных водо- плавающих залежей также имеет вид характерной кривой с мак- сим) мом [94]. 8. При достаточно высоких скоростях продвижения внедряю- щихся вод по пластам (более 1 м/с) изменяется первоначальный тепловой режим в законтурной зоне залежей. При этом увели- чение темпа внедрения приводит к росту температуры на забоях законтурных скважин, а последующее снижение темпов — к снижению температуры вплоть до начальной, существовавшей до разработки месторождения. Динамика темпов внедрения во- ды п изменения температуры во времени одинаковая (в обоих случаях описывается кривыми с максимумом). 9. Внедрение краевых вод в газоконденсатные залежи сопро- вождается образованием конденсатной оторочки перед фронтом вытеснения. Обводнению скважин предшествует период работы их с резко увеличенным содержанием конденсата в добываемом газе (иногда в несколько раз больше, чем начальное потенциаль- ное содержание). 10. Появление на забое скважин пластовой воды часто значи- тельно ухудшает прочностную характеристику пород, слагающих продуктивные пласты, приводит к разрушению коллекторов при- забойных зон, к смятию эксплуатационных колонн, прихвату насосно-компрессорных труб, их эрозии и т. д. В некоторых слу- чаях прочность коллекторов призабойных зон снижается после закачки в скважины глинистого раствора для проведения ре- монтных работ. Одновременно снижается и продуктивность скважин, особенно на завершающей стадии разработки (газо- конденсатные месторождения Краснодарского края). 11. Эксплуатация газовых скважин с минерализованной плас- товой водой может сопровождаться отложениями солей в насос- но-компрессорных трубах, арматуре, промысловых трубопрово- дах и пр. Интенсивность отложений увеличивается, если на забой скважины поступают совместно жесткие и щелочные пластовые воды. При вскрытии скважиной карбонатного коллектора и об- работки призабойной зоны соляной кислотой причиной отложе- ний может быть вынос отработанного раствора и продуктов ре- акции соляной кислоты с породой. 37
12. Эксплуатация скважин резко осложняется, если в добывае- мом газе содержатся агрессивные компоненты (СО2, H2S, орга- нические кислоты н пр.). Интенсивность коррозии оборудования неодинакова и изменяется при снижении пластового давления, дебитов скважин н т. д. При определенных условиях появляется возможность сократить объем антикоррозионных мероприятий и увеличить дебиты скважин. 13. По мере эксплуатации на истощение залежей, сложенных трещиноватым и трещиновато-пористым коллектором, заметно растут периоды стабилизации давлений после остановки скважин или дебитов после их пуска, что существенно сказывается на ор- ганизации исследований скважин, замерах статических пласто- вых давлений, снятии кривых восстановления давления (КВД). 14. Процесс разработки газоконденсатных залежей на исто- щение сопровождается ретроградными превращениями пласто- вых систем, изменением молекулярной массы газа и конденсата, нх вязкости и плотности и др. По мере снижения пластового дав- ления в залежах изменяется и содержание инертных газов (ге- лий и др.) в добываемом газе. Таков краткий перечень основных особенностей и возможных осложнений при разработке и эксплуатации газовых и газокон- денсатных месторождений, без учета которых невозможна реа- лизация рациональной системы разработки и достижение высо- ких технико-экономических показателей. Для выявления особен- ностей и предупреждения осложнений необходимо, чтобы источ- ник информации о существующих или складывающихся ослож- нениях (система контроля) как можно более полно учитывал основные особенности строения н технологии разработки данного месторождения. ПРАКТИКА КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИИ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ Необходимый минимум лабораторных и промысловых иссле- дований, а также содержание понятия система контроля в про- цессе разработки рассмотрены в общих чертах в [91]. Согласно [91], контроль за разработкой залежи должен вклю- чать следующий минимум исследований: систематические и пе- риодические контрольные измерения и определения пластовых и устьевых статических давлений, уровней жидкости в пьезомет- рических скважинах, положения контакта газ — вода (газ — нефть и нефть — вода при наличии нефтяной оторочки), измене- ния дебитов и химического состава газа, конденсата, воды (неф- ти), по скважинам в процессе эксплуатации. Направленность и основное содержание контроля за разра- боткой предусмотрены § 125 [91], где отмечена необходимость построения карт изобар, карт произведения эффективной мощ- 38
пости на пористость, определения средневзвешенных давлений на различные дчты, графиков отбор — давление, карт дебитов, карт обводнения ц пр. На основании фактического материала должны определяться и периодически уточняться режимы зале- жи, начальные я текущие (остаточные) запасы газа и конденса- та в залежи (и нефти в разрабатываемой оторочке), распределе- ние давления по залежи, взаимодействие отдельных участков залежи, интенсивность и характер продвижения воды (и нефти) на различных \ чистках залежи. В большинстве проектов и анализов разработки газовых и газоконденсатных месторождений предусмотренный [91] перечень исследований и направленность контроля находят соответствую- щее отражение. Кроме того, контролируется еще целый ряд па- раметров, не предусмотренных [91]. В [91] перечислены только основные требования контроля за разработкой, но не детализированы, не проиллюстрированы тон- кости реализации их на конкретных месторождениях со всеми особенностями строения. В первую очередь это касается таких направлений контроля, как анализ динамики темпа внедрения вод в залежи и характера обводнения продуктивных горизонтов (особенно неоднородных, многопластовых), динамика пласто- вых давлений в залежах с большим этажом газоносности, с тре- шиновато-порпстыми коллекторами и высоким содержанием кон- денсата в газе, режимы разработки залежей и пр. В последующих 'главах эти и другие вопросы будут рассмотрены подробно с при- влечением всего имеющегося в распоряжении авторов опыта разработки месторождений. Предусмотренный [91] контроль за динамикой пластовых дав- лений следует дополнить исследованиями, учитывающими осо- бенности оценки средневзвешенных давлений в залежах, актив- ные газонасыщенные объемы которых уменьшаются вследствие внедрения краевых вод, а также особенности оценки снижения давлений в залежах с большим этажом трещиновато-порнстых коллекторов. Опыт разработки месторождений Краснодарского края показывает, что если среднее давление в залежи оценивать только по уменьшающемуся в процессе разработки необводнен- ному объему, то это приводит к неправильной оценке режима разработки, искажению материального баланса разработки за- лежи и т. д. Для залежей с высоким содержанием конденсата важно оце- нить влияние его выпадения в пласте на темп снижения давления, а при большом этаже газоносности трещиновато-пористых кол- лекторов необходимо контролировать синхронность снижения давления и равномерность дренирования по всему разрезу. Конт- роль за динамикой давлений в таких залежах существенно ос- ложнится, если в процессе их разработки не будет выявлена за- кономерность изменения периода стабилизации давлений на за- бое скважин после их остановки. 39
Контроль за обводнением продуктивных горизонтов непре- менно должен включать построение карт текущего положения газоводяных контуров или контактов газ —вода и кривых изме- нения в процессе разработки средней для залежи (пласта, пачки коллекторов) скорости перемещения фронта внедряющихся вод' и скорости подъема контакта в координатах скорость — давле- ние, скорость — отбор газа из залежи или скорость — время раз- работки. Такие исследования помогут выявить районы локализа- ции газа при неравномерном продвижении вод по пластам, а также уточнить систему вскрытия многопластового горизонта на завершающей стадии разработки месторождений с целью ее оп- тимизации. Прогноз и фиксирование появления пластовой воды на забое эксплуатационной скважины или в разрезе продуктивных отло- жений должны выполняться оптимальным для условий данного месторождения сочетанием методов: 1) гидрохимического (анализ динамики минерализации и состава добываемой с газом воды) по всему фонду скважин [13, 87 и др.]; 2) гидродинамического (стационарные и нестационарные методы исследования скважин); 3) геофизического (НГК, ИННК и т. д. [13, 23, 71]); 4) анализа динамики количества и физико-химических свойств добываемого конденсата; 5) непосредственного опробования отдельных участков пли пластов вскрытого скважиной разреза; 6) замеров количества добываемой с газом воды. При анализе темпов внедрения вод в залежь целесообразно попользовать результаты следующих дополняющих друг друга методов и приемов. 1. Построение карт текущего положения газоводяпого кон- тура на несколько последовательных дат с оценкой скорости пе- ремещения в целом по залежи и в отдельных ее участках (при этом определяется не динамика темпов внедрения, а динамика скоростей перемещения контура, но при незначительных измене- ниях'мощности пласта характер изменения этих величин совпа- дает). По этим данным строятся кривые изменения скоростей, о которых говорилось выше, а зная мощность пласта в районе обводнения, можно построить и кривые темпов внедре- ния вод. 2. Исследование зависимости теплового режима законтурной зоны залежи от темпов внедрения воды (см. главу IV). 3. Анализ динамики удельных отборов газа из залежи (см. главу IV). Полезную информацию о темпах, скоростях и характере внед- рения вод можно получить, закачивая в пласт на пути их внед- рения индикаторы и контролируя их появление в разрезах об- водняющихся скважин. 40
Важнейшая составная часть контроля для газовых и газо- конденсатных месторождений — оценка фактического режима разработки. Для крупных многопластовых месторождений с не- однородными коллекторами и залежей с большими этажами га- зоносности, с трещиноватыми или трещиновато-порнстыми кол- лекторами, с тектоническими нарушениями, разбивающими про- дуктивные горизонты на отдельные блоки, оценка фактического режима — сложная и трудоемкая задача. Обоснованное пред- ставление о режиме разработки залежи требует решения, пд крайней мере, хотя бы части следующих вопросов. 1. Оценка интенсивности дренирования залежей отдельных пластов многопластового горизонта, отдельных частично или полностью изолированных блоков и участков залежей, выясне- ния причин неодинакового дренирования. 2. Определение средневзвешенного пластового давления для залежи в целом пли отдельных пластов, блоков и т. д. 3. Оценка влияния контурных или подошвенных вод на дина- мику пластового давления в процессе отбора газа из залежи. 4. Определение масштабов внутрипластовых и межпластовых иеретоков газа (в том числе аварийных) и их влияния на темп синжелия пластового давления по всей залежи или по отдельным г.-ластам и блокам. 5. Оценка интенсивности взаимодействия залежи с соседними разрабатываемыми или неразрабатываемыми месторождениями, приуроченными к одному водонапорному бассейну. 6. Выяснение раздельного и комплексного влияния на темп снижения пластового давления таких физико-геологических про- цессов, как конденсация или испарение углеводородов и воды (конденсационной, связанной и т. д.), деформация скелета поро- ды, нелинейные эффекты при фильтрации в глинизированных коллекторах низкой проницаемости и высокой остаточной водо- насыщенности и др. В качестве одного из основных направлений контроля следует считать анализ текущих и оценку конечной газо- и конденсато- отдачп. Источником информации здесь должны быть результаты геофизических исследований дренируемого газонасыщенного и обводненного разрезов скважин и периодического уточнения уравнения материального баланса извлечения углеводородов с сценкой обводнеьного и оставшегося газонасыщенным объемов каждого пласта пли блока и залежи в целом. Полезные сведения о формировании конечной газо- и конденсатоотдачи можно по- лучить с помощью математических и физических моделей. Контроль за разработкой газоконденсатных месторождений должен включать и требование ежегодного составления баланса извлечения углеводородов из залежи с выделением в нем от- дельной строкой газов сепарации и газов дегазации конденсата на промысле и газов стабилизации на газоперерабатывающем заводе, если промысел реализует нестабильный конденсат. Кроме 41
этого оцениваются извлечение стабильного конденсата с учетом информации о прогнозных пластовых давлениях и дебитах газа, добывные возможности конденсата по каждой эксплуатационной скважине и по промыслу в целом на ближайшие годы и на перс- пективу. Как показывает опыт разработки Вуктыльского место- рождения, без таких балансов рациональное и обоснованное планирование добычи и реализации конденсата невозможно. Исследования газоконденсатной характеристики (ГКХ) обя- зательно должны предусматривать периодические отборы проб нестабильного конденсата для построения и корректирования кривых зависимости содержания газов стабилизации в добывае- мом нестабильном конденсате от пластового давления, а так/кс от параметров промысловой и заводской переработки этого кон- денсата. Необходимо иметь надежные измерительные устройства на всех линиях подачн газа и конденсата, в том числе и на ава- рийных (факельных). Без этого составление достоверных балан- сов извлечения и реализации углеводородов невозможно.
ГЛАВА II КОНТРОЛЬ ЗА ДИНАМИКОЙ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Рассматриваемые в этой главе вопросы контроля за динами- кой пластовых давлений в отдельных скважинах и в залежах не случайно вынесены авторами в начало книги: пластовым давле- нием (пластовой энергией) определяются и дебиты скважнн, а с ними и отборы газа из месторождения в целом, и условия подго- ловки и транспорта газа, и содержание конденсата в добывае- мом и пластовом газах и пр. С изменением давления связаны режим разработки залежей, темпы внедрения вод, внутрипласто- вые и межпластовые перетоки газа. Текущее пластовое давление и накопленный суммарный отбор газа — вот два важнейших параметра, без которых невозможно охарактеризовать состояние разработки отдельной залежи или всего месторождения. Информацию об одном из этих параметров (накопленном от- боре газа из недр) обычно получают без серьезных помех. Исключение составляет лишь учет добычи газа из месторождений с высоким содержанием и большими объемами добычи конден- сата, когда приходится иметь дело с получением газа на УКПГ» а также при дегазации и стабилизации конденсата соответствен- но на промысле и на перерабатывающем заводе, как это дела- ется, например, на Вуктыльском газоконденсатном месторожде- нии. Но и эти трудности вполне преодолимы (см. главу V). С информацией о динамике пластовых давлений гораздо сложнее: возможность оценки представительного среднего для залежи давления во многом предопределяется строением продук- тивного горизонта и коллекторскими свойствами пластов, взаи- модействием с соседними месторождениями или залежами, фазовыми превращениями пластовых газоконденсатных систем и пр. Для каждого .месторождения имеются свои причины, осложня- ющие оценку давления как по отдельным скважинам, так и в целом по залежи. Среди них могут быть и разная интенсивность дренирования отдельных пластов многопластового продуктивного горизонта, и межпластовые перетоки газа, и отсутствие скважин в периферийных частях залежей и т. д. И учесть их все трудно, особенно на ранней стадии разработки. В подобных случаях полезно обратиться к опыту контроля за динамикой давлений на уже разрабатываемых месторождениях и, прежде всего, сложных по строению. С целью облегчения поиска таких аналогий ниже рассматриваются наиболее характерные и, судя по литературным 43
данным, еще недостаточно исследованные особенности опенки динамики давлений в залежах с интенсивным обводнением про- дуктивных горизонтов, с большим этажом газоносности, с тре- щиновато-пористым коллектором и т. д. Думается, что в сочета- нии с известными инструкциями и предписаниями [30, 91 и др.] обобщение опыта контроля за динамикой давлений окажется по- лезным при анализе разработки месторождений. ОЦЕНКА СРЕДНИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ ДЛЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ИНТЕНСИВНЫМ ВНЕДРЕНИЕМ ВОД По динамике средних пластовых давлений в газовых и газо- конденсатных залежах судят о режимах их разработки, оцени- вают объемы внедрения вод и начальные запасы газа, опреде- ляют текущее среднее содержание конденсата в газе и т. д. Изве- стно несколько способов взвешивания среднего давления: по площади, но объему, по удельным объемам дренирования и пр. Взвешивание давления по площади или объему особых труд- ностей не вызывает, если залежь разрабатывается в условиях газового режима. При существенной неоднородности продуктив- ного горизонта или расчлененности его иа отдельные блоки хоро- шие результаты получаются при усреднении давления по удель- ным объемам дренирования [20]. Нет сомнений и в правомерности сопоставления результатов оценки средних давлений на после- довательные даты, поскольку на закономерности распределения давления по поровому объему залежи не влияют факторы, про- являющиеся после ввода ее в разработку. Все определяется только строением горизонта и параметрами слагающих его пластов. Ин^е положение с оценкой средних давлений и правомерно- стью сопоставления их последовательных во времени величин для залежей с активным упруговодонапорным режимом разра- ботки (с интенсивным обводнением продуктивного горизонта). Внедрение вод приводит к образованию изменяющегося во вре- мени объема порового пространства залежи РОв(/), занятого га- зоводяной смесью (зоны двухфазной фильтрации). В процессе разработки Qob(O не только увеличивается. Если залежь взаимо- действует с соседней или если из зоны внедрения воду отбирают с помощью специальных разгрузочных скважин, то обводненный объем может и уменьшаться. Обводнение части начального по- рового объема залежи (Qo) нарушает существовавшее в нем ра- нее естественное распределение давления, поскольку в двухфаз- ном газоводяном объеме Ров(0 свои закономерности. Да и пра- вомерность сопоставления последовательных средних давлений также нарушается, если при взвешивании используется инфор- мация только по скважинам, расположенным в необводненной части залежи Q (/) = Р0—в(0 : ведь раньше эти величины взве- шивались по начальным объему Qq или площади Fo, теперь — 44
по другим, изменяющимся во времени Q(/) или F(t). Иначе го- воря, если при оценке средневзвешенного по площвди или объему залежи давления сначала используются данные по всему фонду скважин, а затем только по скважинам, расположенным в объ- еме 12(0, то уравнение материального баланса вида Qo = = p;Q0 + 2Qr (газовый режим) волевым образом заменяется на уравнение Qu = A r 12» - (/)] + Ж = Р, r2 W + Ж- Здесь pt г — давление, средневзвешенное по объему 12(0 или газонасыщенной площади F(t)\ 2Q? — накопленный отбор газа из залежи на момент t. Однако такая замена неправомерна при определении фактического режима разработки залежи, при оценке объемов внедрения вод и т. д. На протяжении всего пе- риода разработки должно использоваться одно уравнение мате- риального баланса вида: Qo = ptQ (/) + £Qr"t ’I (Po B) 2o r (О А) в’ (1) где pQlt — среднее текущее давление, взвешенное по обводнен- ному объему 12ав(0; 'п(ров)—среднее остаточное газонасыще- ьие за фронтом внедрения вод; pt — среднее текущее давление в газонасыщенном объеме. При этом, если вначале залежь разрабатывается без замет- ного внедрения вод (режим газовый или близок к нему), то &ов(/)=0 (вернее 120 в(0 ~0) и тогда уравнение материального баланса аналогично уравнению для газового режима Qo = = ptQo + ZQr. Давление pt взвешивается по всему начальному объему залежи 120. Если же режим переходит в упруговодона- порный, то в уравнении материального баланса появляется член (/>о D) Qo в (И До т. е. давление взвешивается и по газонаеы- щенпому объему 12(О, и по обводненному объему 120в(0 Следо- вательно, как при газовом режиме разработки, так и при пере- ходе его в упруговодонапорный среднее давление в залежи не- пременно должно взвешиваться по всему объему 12о=12(О + 4-Qob(O- Только в этом случае правомерно, например, сопостав- ление последовательных средних давлений и построение по ннм р/г-зависимостн, характеризующей режим разработки. Невы- полнение этого требования занижает среднее пластовое давле- ние, что легко показать, решив (II.1) относительно p(t) и заме- нив 120 на сумму Q(0 +Qob(O- Pt = —---“T---- [Ро^ (/)— SQr“h ^0 в W (Рй~ “П (Ро в) Ро в)]- (2) “0— “0 в (О Из этой записи видно, что при взвешивании давления только по текущему газонасыщенному объему 12(/), т. е. когда пренеб- регают газом, оставшимся в объеме 12ов(0» исключается член 120 ДО (До~-т| (До и) До в) и занижается Д{. На возможность такого 45
занижения справедливо указывалось в работах [33, 41]. Взвеши- вание текущего давления только по объему Q(Z) было основной причиной того, что у автора [99] линия снижения приведенного давления оказалась ниже линии газового режима. Подобные за- висимости не отражают фактического режима разработки и должны корректироваться с учетом средних давлений, взвешен- ных по первоначальному объему залежи. Для обоснования и прогнозирования технологических режи- мов эксплуатации скважин, параметров работы сепарационных установок на УКПГ, сроков ввода дожимных компрессорных станций (ДКС) н т. д. часто требуются не средние давления в залежи, полученные с учетом информации по обводненной зоне, а давления в районе действующих скважин, расположенных только в газонасыщенной части, т. е. требуется взвешивание среднего давления только по объему Q(/) или по площади F(t). При этом оправдано взвешивание средних давлений по газонасы- щенной части залежи и построение р/д-зависимостей типа опи- санных в [99]. Есть необходимость и в оценке среднего пластового давления, взвешенного только по обводненному объему залежи Qos(t). При гидродинамических расчетах параметров разработки или при составлении материального баланса извлечения углеводо- родов, зная это давление, находят фазовую проницаемость для внедряющейся воды, среднее остаточное газонасыщение за фронтом вытеснения и другие параметры [33]. Учитывая потребность во всех трех видах информации о сред- нем давлении (т. е. среднем по всей залежи, в газонасыщенном н в обводненном объемах), следует признать, что в процессе ана- лиза .разработки месторождений с интенсивным обводнением продуктивных горизонтов целесообразно строить карты изобар и взвешивать давления раздельно по газоиасыщснной и обвод- ненной зонам, а также по всему объему или площади залежи. Все три величины определяются по карте изобар, построенной в пределах начального контура газоносности путем взвешивания раздельно по текущим газонасыщенной и обводненной зонам. На pf’z-зависимости для таких залежей должны быть две линии фак- тического снижения давления — среднего по всей залежи н по объему Q (/). Здесь уместно отметить, что в промысловой практике очень часто, «оздоровляя» фонд скважин, ликвидируют все обводнен- ные, а иногда и не полностью обводненные, а лишь с интенсив- ными водопроявлениями, и, следовательно, лишают себя возмож- ности получения информации о давлении за текущим газоводя- ным контуром или контактом, т. е. в объеме Qob(O- Но даже в этом случае более представительным будет pt, подсчитанное по карте изобар, построенной в пределах начального контура га- зоносности с экстраполяцией давлений от газонасыщенной части залежи к обводненной. Густота изолиний в обводненной части 46
Рис. 8. Карта изобар по Березанскому газокон- денсатному месторожде- нию (на J/V J970 г.). t — положение забоя сква- жины; 2 — начальный внеш- ний контур газоносности: 3— текущий контур газоноснос- ти; */ — приведенное текущее давление
Рис. 9. Скорректированная р/г-зависимость по Березовскому месторождению. / — линия газопого режима; 2 — снижение приведенного давления, усредненною по текущему газонасыщенному объему залежи; 3 — снижение приведенного давления, усред- ненного но начальному объему залежи при этом должна быть иной, чем в газонасыщенной, и может быть ориентировочно определена, если известна остаточная газонасы- (ценность за фронтом вытеснения и, значит, фазовая проницае- мость для внедряющейся воды: чем выше г| (р0 в), тем ниже фазовая проницаемость и тем больше градиент давления в обводненной зоне залежи. Так давления на май 1970 г. в целом по Березанскому место- рождению, (рис. 8) в газонасыщенной н обводненной зонах соот- ветственно равны: р< = 90,5 кгс/см2; р<г=83 кгс/см2; роп = = 95 кгс/см2. p/z-завнсимость для этого же месторождения, по- строенная с учетом динамики приведенных давлений ptlzt н ptrlztr, представлена на рис. 9. Кривая 2 характеризует динами- ку давлений по залежи в целом и служит основным источником исходной информации о фактическом режиме разработки, по ней можно судить об объемах внедрения вод (см. главу III). Кривая 3 — это динамика приведенных давлений Ptr!ztT. Она является источником информации для выбора технологических режимов работы скважин (обоснования забойных депрессий и дебитов при заданном давлении на устье), определения срока ввода ДКС, ре- жимов подготовки газа на низкотемпературных установках УКПГ и т. д. Экстраполяция обеих кривых на подобных p/z-завпсимостях, особенно с помощью ЭЦВМ, даст возможность прогнозировать все перечисленные параметры разработки месторождения и экс- плуатации оборудования и скважин. 48
КОНТРОЛЬ ЗА ДИНАМИКОЙ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ЗАЛЕЖАХ С БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ Контроль за динамикой давлений в разрабатываемых зале- жах с большим этажом газоносности в принципе тот же, что и для залежей, приуроченных к пластам небольшой эффективной мощности {единицы или десятки метров), — это анализ равно- мерности дренирования. Разница лишь в том, что при небольших мощностях анализируется главным образом распределение дав- ления и вовлечение залежи в дренирование по площади, а для больших этажей газоносности не менее важен характер распре- деления давления, а также охват дренированием и по мощности горизонта. Д.чя залежей с большим этажом газоносности можно выде- лить два крайних вида гидродинамической сообщаемое™. 1. С абсолютной гидродинамической связью, когда статиче- ское давление по этажу на любой отметке соответствует распре- делению по барометрическому закону, а в процессе разработки весь разрез продуктивного горизонта дренируется синхронно. 2. Продуктивный горизонт сложен несколькими (или множе- ством) гидродинамически разобщенных залежей, связь между которыми возможна лишь через фильтры скважин при совмест- ном вскрытии, через заколонное пространство при некачествен- ном демонтаже, при аварийных перетоках и пр. Через глинистые разделы связь исключена. Если залежь каждого пласта многопластового месторожде- ния с большим этажом газоносности разрабатывается индиви- дуальной сеткой скважин, то контроль за динамикой давлений такой же, как и для одной залежи пластового типа небольшой мощности. Основные задачи контроля за динамикой пластовых давлений для месторождений с продуктивным горизонтом большого этажа могут быть различными. Для газового режима нли при малой вероятности избирательного обводения продуктивный горизонт обычно вскрывается одной сеткой скважин (общим фильтром) и контролируется лишь синхронность дренирования и снижения давления по разрезу. Но если горизонт сложен несколькими пла- стами или пачками, вскрытыми одним фильтром или комбиниро- ванно, и в процессе разработки регулируется внедрение вод, то контролируется темп снижения давления и в залежи каждого пласта (пачки), и в залежи всего горизонта в целом [13]. В обоих случаях, независимо от того, гидродинамически разобщены пли связаны были залежи пластов до вскрытия общим фильтром, на каждую из них должны быть пробурены одна или несколько наблюдательных скважин. Для сокращения общего числа таких скважин следует по возможности больше практиковать одновре- менное раздельное вскрытие с разобщением пластов пакерами. Если большой этаж газоносности имеет один мощный пласт 49
Рис. 10. Кривые снижения давлений в скважинах Вуктыльского месторож- дения. Скважина: 1 — 2; 2 — 3; 5—14; 4 — 7; 5 — 111; 5—130; 7 — 153; / — статические устьеаые давления; //— пластовые давления или одну пачку пластов, сложенных одновозрастными породами, то для осуществления контроля за синхронностью снижения дав- ления по вертикали необходимо предусмотреть бурение несколь- ких наблюдательных скважин с разными по высоте отметками интервалов перфорации. Целесообразность этого подчеркивается и в работе [91]. Информацию по таким наблюдательным сква- жинам;-нужно дополнять сведениями о динамике пластовых дав- лений во всех эксплуатационных и эксплуатационно-наблюда- тельных скважинах, часть из которых тоже должна вскрывать продуктивный разрез на разных по высоте отметках. Полученные данные о снижении давлеиия по разрезу легче анализировать, если они представлены графически. Очень удоб- ны в этом отношении кривые снижения давлений, приведенных к середине интервалов перфорации. На рис. 10 показаны такие кривые, построенные по скважинам Вуктыльского газоконден- сатного месторождения, этаж газоносности которого достигает почти 1,5 км (см. главу I). Максимальная разница в отметках середины интервалов перфорации скважин составляет 1200 м. Кроме текущих пластовых давлений представлены также и ста- тические устьевые давления (разброс точек ограничен верхней и нижней линиями). Из рисунка видно, что темп снижения пла- стового давления по всей толще отложений и в разных участках структуры Вуктыльского месторождения одинаков, весь гори- зонт дренируется достаточно синхронно, газоконденсатные за- лежи, приуроченные к трещиновато-пористым коллекторам от 50
нижнепермского до нижнекаменноугольного возрастов гидроди- намически тесно связаны друг с другом. Синхронность дренирования продуктивного горизонта по вер- тикали, да и по площади полезно контролировать по замерам давлений во вновь пробуренных скважинах. Информация эта особенно ценна, так как эти скважины обычно вскрывают зоны, отстоящие на сочни, а то и тысячи метров от ближайших дей- ствующих. Если в процессе разработки месторождения гидродинамиче- ская связь между пластами доказана, то оценка средневзвешен- ного текущего давления для всей залежи относительно проста. Для этого выбирается отметка средней плоскости, секущей га- зопасыщеннын объем продуктивного горизонта на две равные по запасам газа части, а затем замеренные на одну какую-то дату пластовые давления в скважинах приводятся к отметке дан- ной плоскости. При этом середины газоотдающих интервалов в одних скважинах окажутся выше средней плоскости, а в дру- гих— ниже. Полученные приведенные текущие давления можно усреднить по площади или объему продуктивного горизонта. В последнем случае необходимо применение карт mh. При различных темпах снижения давления в изолированных залежах, вскрытых одной сеткой скважин, давления необходимо сначала усреднять по каждой залежи, а затем уже по горизонту в целом. Для крупных месторождений с большим числом скважин вы- числение положения средней плоскости довольно громоздко и представляет определенную сложность, особенно если залежь разрабатывается с внедрением вод (с подъемом ГВК). Это оп- равдывает применение для оценки положения плоскости доста- точно мощных ЭЦВМ. В КФ ВНИИГаза, например, был состав- лен и реализован на ЭЦВМ ЕС-1020 специальный алгоритм. ВЛИЯНИЕ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ НА ДИНАМИКУ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ При снижении текущего пластового давления (рД в разра- батываемой газоконденсатной залежи ниже давления начала конденсации (рПк) (а для залежей с насыщенными системами сразу после ввода в разработку) в пласте начинаются ретро- 1радные процессы, сопровождающиеся выпадением жидких угле- водородов. Если р{ оказывается ниже давления максимальной конденсации (,оч.к), часть выпавших углеводородов будет пере- ходить в газовую фазу, начнется прямое испарение выпавших углеводородов. Эти процессы сопровождаются изменением газонасыщенного порового объема залежи и состава многокомпонентной газовой фазы, а следовательно плотности, енл молекулярного сцепления 51
и др. Все это сказывается на динамике пластовых давлений и тем существеннее, чем выше содержание тяжелых углеводородов С5+ в пластовой газоконденсатной системе. На стадии проектирования важно заранее выяснить, как рет- роградные явления повлияют на динамику давлений, а значит, и на другие прогнозные показатели разработки данного конкрет- ного месторождения. В процессе анализа разработки эта ин- формация должна контролироваться и при необходимости уточ- няться. Учесть влияние фазовых превращений на динамику давлений можно с помощью аналитических расчетов или экспериментально. Один из способов аналитических расчетов описан в работе [104], где сделан вывод о том, что при одинаковых темпах отбора газа снижение давления в газоконденсатных залежах интенсивнее, чем в газовых и что влияние конденсации углеводородов на ди- намику давлений ощутимо при газоконденсатных факторах мень- ше 10 000 м3/т. При более высоких факторах, по мнению авторов работы, оно незначительно, и расчеты параметров разработки для газоконденсатных залежей можно вести как для чисто га- зовых. Аналогичные расчеты, но по несколько иной методи- ке, выполнены Г. Р. Рейтенбахом применительно к условиям разработки Вуктыльского газоконденсатного месторожде- ния [101]. Полезную информацию о влиянии фазовых превращений на темп снижения давления в разрабатываемой на истощение газо- конденсатной залежи можно получить экспериментальным путем. Его преимущество перед аналитическим прежде всего в том, что не требуется знания таких параметров, как коэффициент сверх- сжимаемостн при различных текущих давлениях, насыщенность порового пространства выпавшим конденсатом и других, опреде- лить которые достаточно сложно. В то же время даже небольшая сшибка здесь может существенно отразиться на прогнозирова- нии показателей! разработки, оценке запасов газа и т. д. Для при- мера сошлемся на опыт разработки Вуктыльского месторожде- ния, где при оценке начальных запасов газа был получен раз- брос величин ±30% при изменении коэффициента сверхсжимае- мости, соответствующего начальному пластовому давлению, все- го на одну сотую —от 1,01 до 1,021 Получить однозначный и представительный коэффициент для всей полуторакилометровой толщи продуктивных отложений непросто: разница между на- чальными пластоьымн давлениями на отметке ГВК и в верхней сводовой части залежи составляла почти 40 кгс/см2, а затем в процессе разработки она уменьшалась. Давление в залежах северного и восточного куполов из-за разновременности ввода в разработку и неодинаковых темпов отбора газа снижается не- одинаково. Да и сама оценка Zt по псевдокритпческим парамет- рам (с использованием известных кривых) затруднена из-за высокой относительной плотности пластового газа (0,927). 52
Все это обусловило целе- сообразность построения с помощью УГК-3 эксперимен- „ „ , / \ тальнои кривой# = j ~~~ \ Qo / [64], позволившей достаточ- но уверенно предсказать ди- намику пластового давления в процессе разработки Вук- тыльского месторождения с учетом ретроградных пре- вращений газоконденсатной системы (рис. 11). Больше того, эта кривая дала воз- можность решать и обрат- ную задачу — оперативно оценивать начальные запа- сы газа и конденсата по за- Рис. 11. Кривые снижения давления в за- лежи Вуктыльского месторождения. / — кривая, полученная по уравнению мате- риального баланса, 2 — кривая, полученная на УГК-3 меренному среднему текущему пластовому давлению [101}. При анализе разработки месторождения начальные запасы газа можно определить объемным методом или по падению дав- ления и без применения экспериментальной кривой, но в любом случае при достаточно высоком содержании конденсата их сле- дует подтверждать данными экспериментальной оценки динами- ки давления с учетом ретроградных явлений пластовых систем конкретного месторождения. п - - Z { ZQt \ При первых попытках использования кривой Pt — j ~z“ \ Qo ; для анализа разработки Вуктыльского месторождения выска- зывались скептические мнения о том, что моделирование про- цесса истощения на УГК-3 заведомо вносит погрешности из-за упругих деформаций корпуса самой бомбы, отсутствия контакта газоконденсатной системы с реальной породой, малого объема бомбы и т. д. В принципе эти сомнения, возможно, и не лишены оснований для каких-либо особо точных лабораторных экспери- ментов, поскольку реальный и модельный процессы из-за отсут- ствия контакта с породой, видимо, в чем-то отличаются. Но опыт использования этой кривой в процессе разработки Вуктыльского месторождения показал, что для анализа и проектирования экспериментальные кривые дают приемлемую информацию, осо- бенно на ранней стадии разработки месторождений. ОСОБЕННОСТИ КОНТРОЛЯ ЗА ДИНАМИКОЙ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ЗАЛЕЖАХ С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ Согласно исследованиям Г. И. Баренблатта, Ю. П. Желтова, В. Н. Майдебора, В. Н. Николаевского и др. (обзор дан в работе [39]), трещиновато-пористую среду целесообразно рассматривать 53
как систему двух совмещенных разномасштабных «пористых» сред с выделением в каждой точке пространства давления филь- трующейся фазы в порах (р2) и в трещинах (pi). Давления в процессе фильтрации оказываются неодинаковыми, что приво- дит к массообмену между блоками и трещинами. Масса пере- текающего газа (по Ю. П. Желтову и П. П. Золотареву) опре- деляется из соотношения: Clip0 , 2 2ч ?=——(Р2—Р1), Н/’ат (3) тде — безразмерная характеристика трещиновато-пористой среды; р°, ц— плотность и вязкость газа при нормальном давле- нии par. Этот обмен флюидами обусловливает наиболее характерное свойство неустановившейся фильтрации в трещиновато-пористом коллекторе: запаздывание скорости протекания переходных про- цессов по сравнению с обычной пористой средой. Есть и еще одно существенное отличие в механизме фильтра- ции газа или жидкости в пористых и трещнновато-порнстых кол- лекторах: более явная связь проницаемости последних с измене- нием внешнего давления (для разрабатываемой залежи — с из- менением разницы между горным и пластовым давлениями). Исследования Г. Т. Овнатанова [65] показали, что в зависимости от ориентированности трещин в пространстве иа их раскрытость могут значительно повлиять кольцевые сжимающие напряжения (если трещины направлены вертикально или близко к этому) или нормальные напряжения (если трещины горизонтальные). Напряжения первого типа возникают в процессе бурения и ос- воения скважин, а напряжения второго типа, обусловленные на- личием горного давления, увеличиваются по мере снижения пластового давления. Если первые действуют только в окрест- ности скважины (в ее призабойной зоне), то сфера проявления вторых — весь пласт, к которому приурочена разрабатываемая на истощение залежь, от стенок скважин до контура газоносно- сти и даже за его пределами. Автор монографии [65] приводит интересные данные о сниже- нии со временем продуктивности нефтяных скважин Карабулак- ского (скв. 15-К и 18-К) и Озек-Суатского (скв. 39, 44 и 45) месторождений, вызванном смыканием трещин при падении пластового давления. Довольно показателен н опыт эксплуатации газоконденсат- ных скважин Вуктыльского месторождения. В процессе их экс- плуатации отмечались как факты локального снижения продук- тивности скважин из-за смыкания трещин в призабойной зоне, так и уменьшение проницаемости трещин при снижении пласто- ного давления. В качестве примера локальной деформации пород в окрестно- сти забоя можно привести данные исследований скв. 2 до и после 54
солянокислотной обработки (табл. 4, рис. 12), выполнен- ных сотрудниками КФ ВНИИГаза В. И. Беловым и др. Вскрытый разрез перм- ских отложений сложен пре- имущественно трещинова- тым коллектором. Из этой информации видно, что до солянокислотной обработки (СКО) при депрессиях Др, не превышающих 150 кгс/см2, или Др2 не выше 80 000 (кгс/см2)2, а дебитах не бо- лее 40 тыс. м3/сут индикатор- ные кривые имели обычный вид, характерный для газо- вых и газоконденсатных скважин. Однако дальней- Рис. 12. Индикаторные кривые, получен- ные при исследовании скв. 2 Вуктыль- ского месторождения. ! — индикаторная кривая до СКО; 2 —инди- каторная кривая после СКО; 3,4 — макси- мальные дебиты соответственно до и после- СКО шее увеличение Др приводило не к увеличению qt скважины, а к его уменьшению. Примерно такая же картина наблюдалась и при исследовании скв. 2 после СКО, ио предельная забойная депрес- сия, после которой начиналось уменьшение дебита, оказалась уже заметно выше: она выросла до 200 кгс/см2 или до 105-103 (кгс/см2)2. Предельный дебит достиг примерно 160 тыс. м3/сут. Таблица 4 Результаты исследования скв. 2 на продуктивность до и после СКО (Рои =385,5 кгс/см2) Дата исследо- вания Номер режима гыс. м*/сут ^буф« кгс/см1 рзат» кгс/см* ^заб кгс/см* “р-р^ — Лэаб । кгс/см* 2 »2 ?пл~ ^заб> (кгс/см*)* Исследование до СКО, после кислотной ванны 3-4/IH 1968 г. 14,9 40,3 39,7 223,2 158,2 115,5 221,2 137,8 81,0 313,4 217,5 152,2 25,1 118,05 186,3 16362,6 65984,0 91417,4 Исследовани е после СКО 25-29/1П 1* 99,3 173,0 169,9 234,9 103,6 59404,2 1968 г. 2 103,3 175,0 168,7 230,0 108,5 61682,2 3 128,1 157,4 146,4 198,3 140,2 75259,3 4 153,5 118,0 105,7 149,5 189,0 92231,9- 5 152,2 118,6 105,8 153,2 185,3 91112,0 6 157,0 98.0 85,0 122,5 216,0 99575,9- * Режим промежуточный, 55-
Учитывая, что оба исследования были осуществлены в марте 1968 г. (до ввода Вуктыльского месторождения в разработку), а также принимая во внимание величины полученных дсбитов, объ- яснить характер кривых можно только смыканием трещин и вы- падением конденсата в призабойной зоне. Любые другие причи- ны (пропускная способность насосно-компрессорных труб, засо- рение фильтрационных каналов частицами породы и др.) мало- вероятны: насосно-компрессорные трубы диаметром 63 мм были спущены до середины интервала перфорации, скважина была хорошо отработана. Положение и характер кривых 1 и 2 на рис. 13 позволяют сделать вывод о том, что после СКО проницае- мость трещин (их раскрытость) увеличилась и, следовательно, для искажения обычных зависимостей Qt = f(^p2) потребуются большие депрессии (большие деформирующие нагрузки н боль- ший объем выпадающего конденсата). Влияние смыкания трещин и выпадения конденсата на фор- му индикаторной кривой раздельно не учитывалось. В принципе 'гакой учет возможен с помощью методов статистического диф- ференцирования или корреляционного сжатия (см. главу III). Однако последующий анализ изменения периода стабилизации давлений (/сТ) при замерах их и на забое, и на устье дает осно- вание считать, чю главной причиной такого вида кривых была деформация коллектора (смыкание трещин). Данные об измене- нии /Ст, полученные сотрудниками КФ ВНИИГаза и Вуктыль- ского газопросмыслового управления, приведены в табл. 5 (со- ставлена Ю. Г. Бураковым). Кроме того, показаны даты СКО и дебиты скважин перед остановкой на замер статического давле- ния. Из представленной в таблице информации видно, что по всем скважинам /Ст закономерно растет. Причем это характерно не только для указанных в табл. 5, но п практически для всех остальных скважин Вуктыльского месторождения. Увеличение /ст отмечается и в тех случаях, когда в период между двумя по- следовательными остановками в скважине делали СКО. Иначе говоря, несмотря на повышение проницаемости коллекторов в при- забойной зоне после СКО, в удаленных от скважины зонах она ухудшается и в основном, вероятно, из-за смыкания трещин под воздействием все возрастающей разницы между горным и внут- рипоровым (пластовым) давлениями. Возможен, конечно, и еще один не менее важный фактор увеличения длительности tCr— охват дренированием по мере снижения пластового давления все новых слабопроницаемых объемов залежи с большим запаздыванием протекания переход- ных процессов, с. е. тот, о котором уже говорилось. Такое смеще- ние во времени подключения к дренированию новых объемов на Вуктыльском месторождении неизбежно, поскольку для значи- тельной части коллекторов отмечено существование предельного градиента давления. Видимо, правильнее говорить о совместном влиянии на увеличение длительности и смыкания трещин, и 56
Таблица 5 Динамика периодов стабилизации пластового давления в скважинах Вуктыльского месторождения Номер скважины Дата исследования Да га CKO Дебнг сква- жины перед ос(ановкой, тыс. м*/сут Дли(ельнос гь периода стабилизации, с 11 18/IX 1970 г. 27/VII 1968 г. 1100 2 700 15/V 1974 г. 22/XI 1972 г. — 3 430 19 3/Х 1970 г. 7/VII 1970 г. 630 9 720 10/IV 1971 г. 18/VIII 1970 г. 1150 53 700* 25/II 1974 г. 880 64 800 26 24/IX 1970. 27/II 1975 г. 208 1 500 10/Ш 1975 г. — 970 61 200 102 1/V 1970 г. 30/1 1971 г. 948 7 600 1/Х 1970 г. 30/VI 1975 г. 700 9 000 10/IV 1971 г. 26/VII 1977 г. 1700 18 000 28/11 1975 г. 1107 12400* 20—21/11 1977 г. — 505 39 600 109 20/111 1970 г. 13/1 1970 г. 600 246 600 10/IV 1971 г. 23/111 1970 г. 750 295 200 25/IX 1975 г. 7/IV 1972 г. 650 266400* 3—7IX 1975 г. 28/VII 1975 г. обб 324 000 20—26/Х 1977 г. 20/V 1977 г. 517 579 600 118 30/VIII 1971 г. 29/1V 1971 г. 1300 26 500* 28/VIII 1972 г. — 890 86 340* 1/V 1974 г. — 1020 155 580 124 1/II 1972 г. 14/11 1972 г. 288 9 000* 6/VI 1972 г. — — 30/VII 1974 г. 850 277 800 13/V 1975 г. — 116 414 000* 127 1/XII 1969 г. 15/Ш 1972 г. 1140 2 820 16/IV 1971 г. 1500 14 400* 21/III 1972 г. 1250 29400 18/V 1973 г. — 1300 31 760* • Давление не стабилизировалось. вовлечения новых объемов в дренирование. Для скважин, вскры- вающих коллекторы чисто трещинного типа (месторождения Чечено-Ингушетии 165]), на длительность /ст будет влиять только смыкание трещин. Описанное закономерное увеличение /Ст в остановленных скважинах должно учитываться при организации контроля за динамикой давлений в залежах с трещиноватым и трещиновато- пористым коллектором. При большом числе эксплуатационных 57
-скважин и длительном £ст охватить замерами весь фонд практи- чески невозможно. Возникает, следовательно, необходимость выбора фонда опорных скважин, замеры по которым должны выполняться непременно каждый раз при оценке среднего дав- ления по залежи. Положение их на структуре должно быть та- ким, чтобы обеспечить максимум поступления информации по возможности ограниченным числом скважин. По остальному фонду эксплуатационных скважин замеры могут выполняться периодически, но не реже одного раза в год. И, наконец, еще одна особенность — рост tcr во времени означает и рост периода стабилизации режима работы скважин. Значит, по мере снижения пластового давления в залежах с тре- щиноватым и трещиновато-пористым коллектором будут увели- чиваться затраты времени и на замеры статических давлении (на снятие кривых восстановления давления), и на исследования •скважин на стационарных режимах, что немаловажно для орга- низации работ промысловой геологической службы. ОЦЕНКА ДИНАМИКИ ДАВЛЕНИЙ В ЗАКОНТУРНЫХ ЗОНАХ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ Контроль за динамикой давлений в законтурной зоне необхо- дим для определения режима разработки залежн и оценки сте- пени активности гидродинамической системы. Для этого исполь- зуются либо разведочные скважины, оказавшиеся за контуром газоносности, либо специально пробуренные скважины — пьезо- метрические. На газоконденсатных месторождениях Краснодар- ского края пьезометрические скважины оборудовались из числа законтурных разведочных скважин. В связи с тем, что начальные пластовые давления по газо- конденсатным месторождениям были близки гидростатическому, уже после непродолжительной эксплуатации залежей илн даже самих пьезометрических скважин в них прекращался перелив и устанавливались уровни жидкости на определенной глубине от устья. Систематические замеры уровней жидкости дают ценную информацию. В качестве примера можно привести результаты исследова- ний по пьезометрической скв. 3. Ленинградского месторождения, расположенной в 1250 м от начального контура газоносности цачки 2. Сразу же после освоения наблюдался перелив воды, который вскоре прекратился и в скважине установился уровень жидкости на глубине 10 м от устья. Впервые после ввода место- рождения в эксплуатацию (декабрь 1958 г.) уровень жидкости был замерен 22/VII 1959 г. на глубине 24 м, т. е. оказался на 14 м ниже его первоначальной глубины. Следовательно, к этому вре- мени по пачке 2 уже можно предположить внедрение контурных вод в газовую залежь. В последующем это было подтверждено обводнением ряда эксплуатационных скважин [13]. 58
р..,нгс1смг Рис. 13. Кривые снижения пластовых давлений в скважинах Ленинградского газоконденсатного месторождения. I — абсолютные давления в скважинах (скэ. I, 3, 4, 11, 14, 18); 2 — среднесуточный за месяц отбор газа Таким образом, пьезометрические скважины позволяют до- вольно точно фиксировать начало продвижения контурных вод в газовую залежь, что особенно важно для месторождений с цент- ральным расположением скважин. Контроль за динамикой уровня в законтурных скважинах в течение всего периода разработки дает важную информацию не только об активности гидродинамического бассейна, но и о про- цессах, происходящих в залежи в пределах начального контура газоносности. Необходимо отметить, что по десяти исследован- ным месторождениям Краснодарского края на протяжении дли- тельного периода их эксплуатации давление в приконтурных зо- нах гидродинамического бассейна продолжало снижаться. Несмотря на то, что в зависимости от особенностей место- рождений давление по каждому из них снижалось по-своему, в целом всем им присуща закономерность в динамике давлений в разных зонах, аналогичная пачке 2 Ленинградского месторож- дения. Рассмотрим на примере этого месторождения, как анализ ди- намики давлений в законтурной и газонасыщенной зонах помо- гает интерпретировать вид p/z-зависимостей. На рис. 13 пока- 59
Таблица 6 Динамика давлений по законтурным и эксплуатационным скважинам Ленинградского месторождения (пачка 2) Дата замера Абсолютное пластовое давление, кгс/см’ а . ч “ 3 5 л u - закотурные скважины эксплуатируемые скважины У. Я 3 14 18 1 43 и 47 я я ° ° а. ч х х х х х< ” х и и О. Ч X X 22/1 1960 г. 220,0 219,7 219,7 0,3 0,3 21/IV 1961 г. 212,7 209,7 208,4 209,3 3,4 3,0 17/11 1962 г. 205,6 209,6 199,5 200,0 198,0 7,6 6,1 16/V 1963 г. 195,6 207,7 213,9 192,7 189,5 186,7 — 8,9 2,9 5/VIII 1964 г. 190,8 207,9 211,5 186,9 188,6 183,0 — 7,8 3,9 14/V 1965 г. 188,0 208,8 206,9 181,8 180,7 181,0 7,0 6,2 4/11 1966 г. 185,4 207,1 205,6 179,9 — 175,0 10,4 5,5 15/VI 1967 г. 182,1 — — — — 169,0 — 13,1 20,6 25/VI 1968 г. 180,6 __ — — 162,5 160,0 __ 26/VI 1969 г. 193,1 — — — — 145,0 139,3 53,8 — 1/VI 1970 г. 196,6 — _- 124,0 129,8 66,8 1/V1 1971 г. 198,0 __ — 109,0 105,5 92,5 1/II 1973 г. 201,5 — — — — 85,8 84,5 117,0 — заны кривые снижения давлений по скважинам Ленинградского месторождения, вскрывающим пачку 2. Исходные данные для построения этих кривых приведены в табл. 6. На рис. 13 хоро- шо виден рост перепада давления между законтурной (скв. 3, 14, 18) и газонасыщенной (скв. 1, 11, 43 и 47) зонами залежи этой пачки.’.Особенно заметен этот перепад с 1968 г. С этого же вре- мени отмечается и рост давления в гидродинамической системе, приведший к тому, что между законтурной областью и умень- шающейся по объему газонасыщенной зоной перепад давления уже в 1973 г. превысил 100 кгс/см2. Резкое увеличение перепада давления между указанными зонами можно было объяснить либо ростом активности гидродинамической системы, либо уменьше- нием скорости продвижения контурных вод в залежь при возник- новении тормозящего эффекта зоны вытеснения. О значительной активности гидродинамической системы в пределах Ленинградского месторождения свидетельствует дина- мика давления в законтурных скв. 3, 14, 18 (см. рис. 13) при больших объемах внедрившейся воды [13]. Активность водона- порного бассейна вызвана двумя основными факторами. К пер- вому относятся огромные размеры водонапорного бассейна. По оценке В. С. Котова [44], альбская гидродинамическая система распространена на площади 60 тыс. км2, а объем порового прост- ранства равен 550—600 кмг. Поэтому объем всех газовых зале- жей, приуроченных к отложениям альба, составляет незначи- тельную часть от объема воды в бассейне и последний можно 60
рассматривать как бесконечную гидродинамическую систему для любого месторождения. Второй фактор — высокая проницае- мость коллекторов нижнего мела не только в пределах Ленин- градского месторождения, но и за контуром газоносности. Следовательно, рост перепада давления между гидродинами- ческой системой и газонасыщенной зоной мог быть вызван глав- ным образом резким уменьшением объемов внедряющейся в за- лежь пластовой воды в результате увеличения гидродинамиче- ского сопротивления в обводненном объеме залежи (зоне двух- фазной фильтрации). Это подтверждается теоретическими и фактическими данными эксплуатации газоконденсатных место- рождений Кубани [13, 78, 124]. Подробнее причины сокращения темпов внедрения вод будут рассмотрены ниже (см. главу IV). На виде p/z-зависимости, а значит, и на активности упруговодонапорного режима это сокра- щение незамедлительно отразится приближением кривой сниже- ния приведенного давления к линии газового режима [95]. Кроме того, уменьшатся удельные отборы газа (т. е. количество извле- каемого из залежи газа, приходящееся на единицу снижения пластового давления), изменится даже тепловой режим закон- турной зоны залежи. Как было показано в работе [95], анализ всех этих изменений в сочетании с анализом динамики давлений в законтурной зоне позволяет достаточно уверенно контролиро- вать темпы внедрения вод в залежи, поскольку они (темпы) — первопричина всех этих изменений и динамики давлений, и теп- ловых режимов (см. главу IV). Что касается использования информации о динамике пласто- вых давлений в законтурных наблюдательных скважинах для опенки темпов внедрения контурных (подошвенных) вод, то не- обходимо иметь в виду следующие обстоятельства. Снижение уровня в приконтурной скважине — свидетельство продвижения вод в залежь, за исключением случаев взаимодействия с сосед- ними залежами, негерметичности колонн и т. д. В отношении темпов продвижения вод, положение несколько иное. Достаточно напомнить, что для правильной интерпретации динамики уров- ня жидкости в пьезометрических скважинах надо хорошо знать геологическое строение газовой залежи и сопредельных с ней зон водонапорной системы. В случае выклинивания коллекторов продуктивного горизонта на близком расстоянии от контура в пьезометрической скважине, расположенной между линией вы- клинивания и контуром, уровень жидкости может понижаться довольно быстро, хотя интенсивного вторжения контурных вод с этой стороны залежи не будет происходить из-за малых объе- мов водонапорной системы (рнс. 14). Аналогичные результаты будут и при расположении пьезо- метрической скважины между контуром и тектоническим нару- шением, проходящим на близком расстоянии от залежи (рис. 15). Кроме этого на темп снижения давления существенно влияют 61
дебиты приконтурных эксплуатационных скважин, темп отбора газа из залежи и т. д. Таким образом, динамика пластовых давлений в законтур- ных наблюдательных скважинах в большинстве случаев позво- ляет уточнить начало внедрения воды в разрабатываемые зале- жи. Исключение составляют лишь скважины, расположенные Рис. 14. Схема газовой залежи с при- мыкающей к ней зоной выклинивания коллекторов. 1 — пьезометрическая скважина; 2 — газо- вая залежь; 3 — водонапорный бассейн; 4 — линия выклинивания коллекторов Рис. 15. Схема газовой залежи с при- мыкающим к ней тектоническим на- рушением. / — пьезометрическая скважина; 2 — газо- вая залежь; 3 — водонапорный бассейн; /—тектоническое нарушение вблизи взаимодействующих месторождений, приуроченных к од- ному водонапорному бассейну. Но при оценке темпов этого внедрения полезную информацию можно получить только при анализе динамики давлений в сочетании с анализом геологиче- ского строения залежи и водонапорного бассейна, темпов отбора газа, размещения эксплуатационных скважин на структуре, их дебитов и т. д.
ГЛАВА III КОНТРОЛЬ ЗА ФОРМИРОВАНИЕМ РЕЖИМОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Режим разработки газовой или газоконденсатной залежи, как известно, играет определяющую роль при выборе системы разработки и при ее последующей реализации. От того, внедря- ется ли вода в залежь и насколько интенсивно, зависят способ разработки залежи, динамика фонда скважин и их дебитов во времени, изменение пластового давления и фазовых превращений газоконденсатных систем и т. д. Отсюда важность прогнозиро- вания режима разработки иа стадии проектирования и после- дующего контроля за формированием режима в конкретных условиях данного месторождения, т. е. проверка правильности прогноза и, в случае необходимости, его корректировка. При составлении схем опытно-промышленной эксплуатации месторождений обычно удается довольно уверенно дать качест- венную опенку будущего режима разработки исходя из общих геологических и гидрогеологических предпосылок. Однако при- емлемая количественная оценка интенсивности будущего внед- рения вод и степени его влияния на динамику пластового дав- ления (т. е. опенка коэффициента возмещения [95]) на этой стадии проектирования, а часто и на стадии составления проек- тов промышленной разработки, как правило, не удается. Исклю- чение составляют лишь заведомо тектонически или литологиче- ски экранированные залежи, где возможны только газовые режимы разработки, или залежи, расположенные в районах с хорошо изученной геологической и гидрогеологической обста- новкой, параметрами и строением, аналогичными соседним разрабатываемым или уже разработанным месторождениям. Но и в этих случаях требуется постоянный контроль за формирова- нием фактических режимов, поскольку прогнозируются они всегда с определенной долей вероятности. Не исключает необходимость контроля и прогнозирование с применением математической статистики и теории информаций (методы адаптации и обучения, распознавания образов и пр.). Следовательно, прогноз или оценку будущего режима разра- ботки и последующий анализ его фактического формирования в конкретных условиях разработки данного месторождения сле- дует считать двумя стадиями решения одной и той же задачи: контроля за формированием режима в зависимости от геолого- промысловых условий и системы разработки месторождения. 63
Исходя из этих соображений ниже, после конкретизации по- нятия режим разработки газовой или газоконденсатной залежи (оно в отечественной литературе трактуется пока еще не всегда однозначно), а также после описания режимов и основных фак- торов, влияющих на их формирование, описываются некоторые методы контроля, опробованные в процессе разработки ряда месторождений страны. Большое внимание уделено вопросу формирования р/г-зависимостей — основных показателей режи- ма и анализу влияния на их вид некоторых геолого-промысло- вых факторов. РЕЖИМЫ И ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ИХ ФОРМИРОВАНИЕ В соответствии с выводами авторов работ [13, 95, 124 и др.], исд режимом разработки газовой или газоконденсатной залежи будем подразумевать характеристику ее динамического состоя- ния, включающую в качестве основных компонентов динамику пластового давления и объема порового пространства залежи во времени. При этом изменение порового пространства залежи Q (О будем связывать только с внедрением контурных или подошвен- ных вод. Все другие причины изменения начального порового объ- ема (Qo) (деформация пласта под действием увеличивающегося по мере снижения пластового давления вертикального напряжения на скелет породы, конденсация или испарение жидких углево- дородов, сорбционные эффекты, испарение остаточной воды и т. д.) непременно следует учитывать при оценке динамики пластовых давлений, но для определения режима их влияние должно быть исключено. При заведомо газовом режиме разра- ботки, например, для залежи, повсеместно экранированной на- рушениями, закономерная для газовых залежей линейность изменения приведенного давления может резко нарушиться в ре- зультате конденсации углеводородов [101], межпластовых или внутрипластовых перетоков и т. д., но режим от этого не пере- станет быть газовым, если нет внедрения вод. Условимся считать, что в каждый данный момент времени газовая или газоконденсатная залежь может разрабатываться при одном из следующих режимов. 1. Газовом. Внедрения вод в залежь нет вообще или оно на- столько незначительно, что на динамике приведенного давления p/z не сказывается, и обводнения скважин из-за продвижения фронта внедряющихся вод нет (единичные скважины, располо- женные в непосредственной близости от начального газоводяно- го контакта и обводненные вследствие локального подтягивания вод, при этом могут не учитываться). 2. Упруговодонапорном. В залежь внедряются воды, заметно отражаясь на динамике p/z, в перспективе возможно или уже отмечается обводнение эксплуатационных скважин, обусловлен- 64
ное продвижением фронта внедряющихся вод. Подобное выделе- ние только двух режимов обосновывалось в работах [13,95, 124]. 3. Жестком водонапорном режиме, т. е. режиме, при котором с самого начала разработки залежи давление в ней практически нс снижается, поскольку отбор газа полностью компенсируется внедрением вод, при такой классификации режим должен счи- таться частным случаем упруговодонапорного. Вполне правомер- но предположить, что при очень больших темпах отбора газа и в таких залежах пластовое давление будет заметно снижаться. Если охарактеризовать разработку залежи не в данный кон- кретный момент или короткий промежуток времени, а за дли- тельный период, то нередко возникает необходимость говорить о смешанном режиме разработки. Очень часто, на- пример, вначале режим газовый, а затем он переходит в упруго- водонапорный, или жесткий водонапорный режим при резком увеличении темпа отбора переходит в упруговодонапорный—это и есть случаи проявления такого режима. Нужно, однако, при- менив термин смешанный режим, расшифровать, какими именно режимами и в какие периоды разработки он был представлен. В зависимости от геологической и гидрогеологической обста- новки, а также от реализованной системы разработки (главным образом, от динамики темпа отбора газа) приведенное давление может монотонно снижаться или после снижения стабилизиро- ваться и даже расти. Характеризуя качественную сторону упру- говодонапорного режима, здесь можно говорить соответственно о существовании затухающего или активизирующего упруговодонапорного режима. Режим разработки (газовый или упруговодонапорный) опре- деляется по динамике количества извлекаемого из залежи газа, приходящегося на единицу снижения приведенного пластового давления (т. е. величины plz, где z— коэффициент сверхсжимае- мости газа). Постоянное во времени отношение ASQz/Ap/z (рав- ное кстати начальному поровому объему залежи) формально свидетельствует о существовании газового режима, а увеличе- ние— об упруговодонапорном. Для залежей, сложенных монолитным пластом с высокопро- ницаемыми и однородными коллекторами и разрабатываемых на истощение с достаточно равномерными темпами отбора газа, такой способ дифференциации режимов оправдан. Однако для многопластовых залежей, а также для залежей с существенно неоднородными коллекторами, с нарушениями и т. д. подобное разграничение не всегда справедливо. С одной стороны, и без внедрения вод для таких залежей отношение отбора к снижению давления может быть непостоянным, а с другой — даже при весьма активном внедрении это отношение может сохраняться постоянным. 3—1939
Рис. 16. Возможные виды p/z-зависимо- стей для газовых залежей. Режим: / — газовый, 2, 4 — затухающий и 3 — активизирующийся упруговодокапорный. 5 — жесткий водонапорный Для удобства и нагляд- ности при классификации ре- жимов динамику упомянуто- го отношения изображают в координатах приведенное давление — накопленный от- бор газа. Прямолинейность p/z-за виси мости свидетель- ствует о наличии газового режима, а криволинейность — об упруговодонапорном. Наиболее часто встреча- ющиеся виды р/г-зависимо- стей для чисто газовых зале- жей с неоднородными высо- копроницаемыми коллекто- рами показаны на рис. 16. Линия / соответствует газо- вому режиму, 5 — жесткому водонапорному, а остальные — упруговодонапорным режимам различной активности: линия 3 характерна для активизирующе- гося режима, а линии 2 и 4 — для затухающего. Однако подобная однозначная классификация для залежей с высоким содержанием конденсата, а также с существенно не- однородными коллекторами, может не соблюдаться. Для таких залежей, даже если они не контактируют с водонапорным бас- сейном, линия /, например, может не быть прямой. Скажутся конденсация углеводородов илн перетоки газа между зонами разной проницаемости [87]. Могут также повлиять деформация коллекторов, сорбционные эффекты и т. д. [27]. Искривление линии газового режима для залежи с большим содержанием конденсата объясняется изменением начально- го порового объема Qo и состава пластовой системы после уменьшения пластового давления ниже давления начала кон- денсации. В случае разработки залежи с неоднородными коллекторами линия 1 (см. рис. 16) искривится из-за неравномерности дрени- рования продуктивного горизонта по площади илн разрезу н несинхронности по этой причине снижения пластового дав- ления. В отдельных участках залежи давление будет снижаться не- пропорционально отбору газа. Более заметно неравномерность дрениоования будет сказываться на начальной и основной ста- диях разработки. В дальнейшем, по мере увеличения объемов перетока газа неравномерность сглаживается. Аналогично линия снижения приведенного давления при газовом режиме разработ- ки может искривиться, если в залежи имеются пласты с высокой остаточной водопасыщенностью. Начальный поровый объем и в 66
Рис. 17. р/г-зависимость для залежей Верхне-Омринского (а) н Вой-Вож- ского (б) месторождений. / — фактическое снижение приведенного давления, 2 — линия газового режима; 3 — ди- намика темпов отбора газа из залежей этом случае будет изменяться за счет извлечения вместе с газом связанной (погребенной) воды. Все перечисленные особенности строения или дренирования залежи и ряд других, рассматриваемых ниже, приводят к тому, что даже при отсутствии контакта с водонапорным бассейном (заведомо газовый режим разработки) p/z-зависимость оказы- вается криволинейной, как и при упруговодонапорном режиме. В качестве реального примера можно сослаться за залежь пласта 1-6 Верхне-Омринского месторождения Коми /\ССР (рис. 17). Криволинейность зависимости здесь обусловлена большими объемами внутрипластовых перетоков газа из слабо- лроницаемых в высокопроницаемые участки залежи. При этом сначала дренировалась часть залежи с коллекторами высокой проницаемости, где^были размещены эксплуатационные сква- жины. Затем, когда начался переток газа из слабопропииаемых зон, кривая снижения приведенного давления стала выполажи- ваться, как это бывает при упруговодонапорном режиме вслед- ствие подпора внедряющихся вод. Но нельзя гарантировать криволинейность р/г-зависимости и в случае упруговодонапорного режима: темп внедрения вод может быть таким, что линия снижения приведенного давления хотя и расположится выше линии газового режима, но б\дет прямолинейной. На возможность появления таких прямолиней- ных р/г-зависимостей при активном внедрении вод указывалось в работах [13, 125 и др.]. Для примера можно привести p/z-завпсимость для залежи свиты Горячего Ключа Александровского газоконденсатного мес- торождения Краснодарского края (рис. 18 [13]). До отбора около \57 млрд, м3 газа, когда давление в залежи из-за резкого огра- ничения темпа отбора начало расти, точки последовательных замеров давления достаточно удовлетворительно ложились на прямую линию. 3* 67
Рис. 18. p/z-зависимость для залежи свиты Горячего Ключа Александровского газоконденсатного месторождения. / — фактическое снижение приведенного давления; 2 — линия газового режима В книге [13] подобные p/z-зависимости назывались кривыми ложных газовых режимов, а криволинейные зависимости при газовом режиме — кривыми ложных упруговодонапорных ре- жимов. Следовательно, рД-зависимость— необходимый, но не до- статочный признак существования того или иного режима. Для более надежной дифференциации режимов нужно использовать и другую информацию. Наличие упруговодонапорного режима, например, должно быть подтверждено также динамикой давлений в законтурной области залежи, обводнением скважин или какими-то признака- ми внедрения веды в разрабатываемую залежь (см. главу IV). Если тайих признаков ие обнаружено, то есть основание усом- ниться в существовании упруговодонапорного режима и предпо- ложить газовый. Однако при этом надо выявить причины откло- нения зависимости от прямолинейной. Обычно среди них основ- ные—неравномерность дренирования продуктивного горизонта по объему вследствие особенностей геологического строения и свойств коллекторов или технологические упущения при эксплу- атации скважин. Все факторы, формирующие режимы разработки залежей, можно разделить на геологические (гидрогеологические) и тех- нологические. Судя по опыту разработки месторождений Коми АССР, Крас- нодарского края, Дагестана и других районов, наиболее важны- ми из геологических факторов следует считать следующие. 1. Начальное пластовое давление. 2. Проницаемость, мощность и однородность пластов-кол- лекторов в пределах залежи и водонапорного бассейна. 3. Параметры водонапорного бассейна (гидростатические напоры, состав вод, направление их движения) и динамику их во времени. 68
4. Наличие тектонических нарушений и зон фациального за- мещения коллекторов глинами. 5. Тип залежей. 6. Характеристику зоны газоводяного контакта (протяжен- ность переходной зоны, наличие нефтяной оторочки, уплотнение или замещение коллекторов, количество растворенного газа и темп его выделения при снижении давления и пр.). Среди технологических факторов (элементов реализованной системы разработки) нужно выделить следующие. 1. Способ разработки залежи (на истощение, с поддержанием давления и т. д.). 2. Темп отбора на протяжении всех стадий разработки (на- чальной, основной и завершающей) и характер дренирования продуктивного горизонта по площади и разрезу. 3. Систему вскрытия продуктивного горизонта (особенно Вс’жно для многопластовых месторождений). Много значат также и некоторые факторы, связанные как с особенностями геологического строения залежи и окружающего бассейна, так и с элементами системы разработки. К ним отно- сятся динамика темпа внедрения вод в разрабатываемые зале- жи, взаимодействие залежей, окруженных одной водонапорной системой, внутрипластовые и межпластовые перетоки газа. Вполне естественно, что часть из перечисленных факторов в процессе разработки залежей практически не изменяется, а по- тому и контролировать их динамику не приходится. Но зато другие изменяются существенно (динамика давлений в газона- сыщенной и обводненной зонах залежи, перетоки газа, темп дренирования О(дельных изолированных залежей многопласто- вого продуктивного горизонта и т. д.). Исходя из опыта разработки ряда месторождений Краснодар- ского края, Коми АССР, Дагестана и других районов, будем считать, что основными факторами, формирующими режим раз- работки и вид /7/г-зависимости, а потому подлежащими перво- очередному контролю, должны быть следующие. I. Динамика темпа и характера внедрения вод и влияния это- го внедрения на динамику пластового давления. 2. Характеристика зоны газоводяного контакта (зоны газо- ьодяной смеси, зоны двухфазной фильтрации) и ее изменение по мере снижения пластового давления и влияние этого изменения на темп внедрения вод. 3. Экранирующие влияния тектонических нарушений и зон фациального замещения коллекторов. 4. Взаимодействие залежей, приуроченных к одному водона- порному бассейну. 5. Внутрипластовые и межпластовые перетоки газа н их ди- намика в процессе разработки залежи. 6. Деформация пород продуктивного пласта и сорбционные эффекты. 69
7. Система вскрытия и характер дренирования продуктивного горизонта и их влияние на динамику средних пластовых давле- ний в процессе разработки. КОНТРОЛЬ ЗА ФОРМИРОВАНИЕМ РЕЖИМОВ РАЗРАБОТКИ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ Будем исходить из того, что режим разработки газовой или газоконденсатной залежи может определяться в двух различных по объему имеющейся информации случаях: на начальной стадии разработки залежи, т. е. на стадии проектирования и реализации технологических схем опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) или проектов промышленной разработки и на стадии анализа разработки или доразработки залежей (основная или завершающая стадии). В первом случае речь идет скорее не о контроле за режимом разработки, а об экспертной оценке (прогнозировании) качест- венной, а иногда (на основе математических моделей) и более строгом обосновании количественной характеристики будущего режима разработки залежи. В определенной мере эту оценку можно уточнить за период ОПЭ, например, для залежей с ран- ним проявлением упруговодонапорного режима. Это оказалось возможным для многих газоконденсатных месторождений Крас- нодарского края, где упруговодонапорный режим начал прояв- ляться при накопленных отборах газа 3—5% начальных запасов [13]. Но часто режим остается газовым длительное время и пере- ходит в упруговодонапорный лишь при накопленных отборах 25—ЗВ% от запасов и более [13, 124]. В таких ситуациях основная задача контроля за режимом разработки — фиксирование начала проявления активности окружающего залежь водонапорного бас- сейна. При оценке будущего режима на стадии проектирования раз- работки месторождений во внимание принимаются прежде всего параметры окружающего бассейна (размеры, параметры слагаю- щих коллекторов, гидростатические напоры и пр.) и обстановка в зоне газоводяного контакта. Затем эти параметры сопоставля- ются с предполагаемыми темпами отбора газа. В общем случае вывод о том, что с увеличением темпа отбора газа режим разра- ботки оказывается ближе к газовому, безусловно, верен. Однако для залежей с неоднородными и особенно многопластовыми про- дуктивными горизонтами высокие темпы отбора сопровождаются и высокими скоростями неравномерного избирательного продви- жения контурных вод. По этой причине далеко нс всегда воз- можно в широких пределах изменять темпы отбора газа для ре- гулирования активности упруговодонапорного режима. Тем не менее геологическая и гидрогеологическая обстановка при оцен- ке будущего режима должна рассматриваться в совокупности 70
с темпом отбора газа или, если говорить точнее, с предлагаемой в проекте системой разработки. Полезную информацию при оценке режима на стадии проек- тирования может дать анализ разработки соседних месторожде- ний одного и того же газодобывающего района (если таковые имеются), приуроченных к одновозрастным породам, с единым водонапорным бассейном. Достаточно сослаться на идентичность режимов разработки большинства газоконденсатных месторож- дений нижнемеловых отложений Краснодарского края [13, 95]. Очевидна также аналогия режимов для газовых залежей сосед- них месторождений Ижма-Омринского района Коми АССР, се- верной части Дагестана, Куйбышевского Поволжья и др. [87, 121]. Казалось бы, серьезную помощь в опенке будущего режима на стадии проектирования могут оказать математическое и физи- ческое моделирование. Но, как показывает опыт, накопленный авторами книги при проектировании и анализе разработки газо- конденсатных месторождений Краснодарского края и Дагестана, это не всегда так. Дело в том, что при попытке повторить на ЭВМ историю разработки залежи, добиваясь совпадения расчетной и фактической р/г-зависимостей и приняв в качестве исходных про- мысловые данные (коллекторские свойства залежи н бассейна) по непосредственным измерениям, всегда оказывалось, что рас- четная р/г-зависимость проходила выше фактической [17]. Объяс- няется это тем, что в расчетах не учитывались тормозящее влия- ние расширения защемленного газа вследствие снижения давле- ния в законтурной зоне залежи, примыкающей к газоводяному контуру, возможное влияние предельного градиента давления при внедрении воды в залежь, а также факторы, описываемые в гла- ве IV. Поэтому p/z-зависимости совпадали только при уменьше- нии параметра проводимости для законтурной зоны в три—пять раз по сравнению с величинами, полученными в результате ис- следований скважин и кернов. Следовательно, без занижения па- раметра проводимости иа величину, интегрально учитывающую эффект фазовой проницаемости, нелинейные эффекты (предель- ный градиент) и др., математическая модель даст завышенную оценку активности водонапорного бассейна. Необходимую по- правку при расчетах можно ввести по опыту разработки соседних месторождений, но для этого надо, чтобы имелись уже разраба- тываемые залежи, приуроченные к тем же отложениям, сходные по параметрам и геологическому строению продуктивных гори- зонтов и окруженные единым водонапорным бассейном. При от- сутствии такой информации возможна лишь качественная экс- пертная опенка будущего режима, построенная в основном иа опыте и интуиции проектировщиков. Поэтому на начальной ста- дии разработки газовых и газоконденсатных залежей можно лишь приближенно определить вид будущего режима, а на ос- новной и завершающей стадиях осуществляется уже собственно контроль за видом и активностью режима. . . 71
Если залежи не экранированы или нет других причин, исклю- чающих внедрение вод, режим может рано перейти в упруговодо- напорный, и задача контроля — количественная оценка активно* сти этого режима и тенденции изменения ее во времени. Упругово- донапорный режим может быть с затухающей, увеличивающейся пли постоянной активностью (первые два вида более ве- роятны). Но активность (мера ее — коэффициент возмещения [13])— это интенсивность внедрения вод. Поэтому важны но воз- можности достоверная оценка количественной характеристики режима и прогноз ее иа предстоящий период разработки или до- разработки залежи. При этом должны учитываться все факторы, формирующие вид режима и его интенсивность, если он упруго- йодонапорный. В большинстве случаев учет этот вполне реален и по одним промысловым данным, но иногда требуются дополни- тельные расчеты, учитывающие деформацию пород, сорбционные эффекты и т. д. Рассмотрим на конкретных примерах влияние перечисленных в начале главы геолого-промысловых факторов на формирование режима разработки и р/г-зависимости. Динамика темпов внедрения вод. Для большинства газовых и газоконденсатных залежей закономерна немонотонность дина- мики темпов внедрения вод в процессе разработки: сначала они растут, а затем, перейдя через максимум, начинают сокращаться. Естественно, что таким же образом должна изменяться и ком- пенсация снижения пластового давления внедряющимися во- дами. Максимумы темпов внедрения в большинстве случаев прихо- дятся на периоды разработки залежей, соответствующие накоп- ленным отборам газа SQr=15—60% от начальных запасов [33, 93]. Малые накопленные отборы, соответствующие максиму- мам темпов внедрения, отмечаются для залежей, сложенных коллекторами высокой проницаемости, а большие SQr характер- ны для залежей со слабопроницаемыми коллекторами. Момент перехода режима разработки из газового в упругово- доиапориый (если последний не сформировался с самого начала разработки) наиболее вероятен в периоды роста темпов внедре- ния, т. е. от даты ввода залежи в разработку до упомянутых на- копленных отборов, соответствующих максимумам темпов внед- рения вод. Степень активности упруговодоиапорного режима (т. е. коэф- фициент возмещения) однозначно связывать со временем мак- симума внедрения вод иет оснований: здесь существенную роль играет темп отбора газа, параметры водонапорного бассейна н слагающих его коллекторов и т. д. В то же время момент наступ- ления максимума темпов внедрения вод определяется, по-види- мому, прежде всего проницаемостью коллекторов. Вопрос этот детально ие исследовался, но такой вывод напрашивается из ана- лиза промысловых данных [93, 94] и результатов математического 72
моделирования процесса разработки газовых залежей, окружен- ных водонапорным бассейном [27, 96]. Таким образом, если режим разработки залежи с самого на- чала газовый, а не упруговодонапорный или жесткий водонапор- ный (как, например, у залежей II и III горизонтов Анастасиев- ско-Троицкого месторождения [95]), то наиболее заметное прояв- ление активности вод и смену режима вследствие этого надо ожидать в периоды, длительность которых связана с проницае- мостью коллекторов водонапорного бассейна и самой залежи. Важно, однако, иметь в виду, что начало проявления упруго- водонапорного режима не всегда четко фиксируется с помощью р/г-зависимости, особенно если продуктивный горизонт представ- лен чередованием пластов разной мощности и проницаемости. Внедрение вод в такие горизонты начинается прежде всего по •наиболее проницаемым пластам (они ж~ё обычно и наиболее нн-~ тенсивно дренируемые), а если они по мощности невелики в сравнении с соседними пластами, то любое продвижение вод в глубь залежи на темпе снижения пластового давления практи- чески не отразится: p/z-зависимость будет прямолинейной. Сле- довательно, при оценке начала внедрения вод и при контроле за интенсивностью упруговодонапорного режима важно иметь в ви- ду не только суммарные объемы внедрения вод, но и их распре- деление по пластам продуктивного горизонта. Динамика темпов внедрения вод в залежи отдельных частич- но h.iii полностью изолированных пластов или пачек, вскрытых одной сеткой скважин всегда различна из-за неодинаковых кол- лекторских свойств и темпов дренирования [13]. Это необходимо учитывать при анализе влияния внедрения вод на интенсивность упруговодонапорного режима для залежи всего разрабатывае- мого продуктивного горизонта в целом. Продвижение контурных вод по отдельным маломощным, но высокопроницаемым плас- там и даже обводнение по ним большого числа скважин может не отразиться на виде р/г-зависимости. И наоборот, если наибо- лее проницаемым будет пласт наибольшей мощности и вода нач- нет внедряться прежде всего по нему, то это внедрение на pjz-за-- висимости сразу же зафиксируется отклонением кривой сниже- ния приведенного давления от линии газового режима. В целом контроль за режимом разработки многопластового месторождения с неоднородными пластами гораздо сложнее, чем в случае разработки однородного однопластового месторож- дения. Характеристика зоны начального газоводяного контакта и ее изменение в процессе разработки залежи. Наиболее существен- ными составляющими этой характеристики следует, видимо, признать наличие нефтяной оторочки, насыщенность газом и мощность переходной зоны от водонапорного бассейна к газовой залежи (зоны газоводяной смеси и растворенного в воде газа). Как вытекает из опыта разработки газовых и газоконденсат- 73
ных месторождений с нефтяными оторочками {76, 95], последние не всегда оказываются существенным гидродинамическим барье- ром для внедрения вод: во многих случаях залежи с оторочками разрабатывались в условиях активного упруговодонапорного ре- жима. Длительность газового режима оторочки увеличивают лишь для неглубоких залежей с небольшими начальными пла- стовыми давлениями и поэтому невысокими перепадами давле- ния между залежью и бассейном даже на завершающей стадии разработки. Однако при контроле за режимами разработки залежей нуж- но иметь в виду, что по мере снижения пластового давления в за- лежи роль нефтяной оторочки в сдерживании внедрения вод мо- жет измениться. С одной стороны, при снижении давления из нефти начнут выделяться пузырьки растворенного газа, увеличи- вая сопротивление оторочки вследствие появления двух фаз. По- добное происходит и при смещении ее в сторону залежи (сопро- тивление увеличивается, поскольку растет протяженность зоны двухфазной фильтрации газ — нефть и вода — нефть). Но, с дру- гой стороны, снижение давления в залежи означает и увеличе- ние активного перепада давления между залежью и водонапор- ным бассейном. Таким образом, роль оторочки в сдерживании внедрения вод определяется как ее начальными параметрами (мощность, вязкость нефти и пр.), так и двумя противоположно действующими динамическими факторами, влияние которых из- меняется по мере снижения пластового Давления в залежи и ок- ружающем ее водонапорном бассейне. Контроль за влиянием нефтяной оторочки на формирование режима разработки должен прежде всего предусматривать ана- лиз Соотношения динамики гидродинамического сопротивления внедрению вод и движущего перепада давления по обе стороны оторочки. Тектонические и литологические экраны. Нарушения и зоны замещения коллекторов желательно выявлять еще на стадии раз- ведки месторождения. Желательна также, хотя и менее возмож- на, оценка в этот же период степени гидродинамического разоб- щения или сопротивления, оказываемого продвижению контурных или подошвенных вод этими нарушениями и зонами. Но посколь- ку темп и характер продвижения вод — первопричина будущего режима разработки, то выявление наличия и эффективности на- рушений и зон замещения крайне важно и с этой точки зрения. Наличие разрывных нарушений и зон замещения коллекторов во многом предопределили темп и характер внедрения вод в за- лежи Березанского месторождения [13]. Здесь вдоль восточного крыла в непосредственной близости и навеем протяжении началь- ного газоводяного контакта проходит экранирующее разрывное нарушение, а на значительной части западного — зона выклини- вания коллекторов. Все это обусловило внедрение вод сначала главным образом в южной и юго-западной, а также северной 74
пастях структуры. Разрывное нарушение было вполне на- дежным барьером на пути внедрения вод. И лишь после длитель- ного (восьмилетнего) периода разработки месторождения и сни- жения давления почти на 75% от начального появились признаки заметного продвижения вод на восточном крыле. При таком пе- репаде давления между залежью и водонапорным бассейном во- ды, видимо, стали прорываться через нарушение. Впрочем, появ- ление вод на восточном крыле может быть следствием рас- текания их вдоль начального контура, а внедрение могло быть по-прежнему доминирующим лишь с севера и юга структуры. Можно, правда, привести иной пример из опыта разработки тех же газоконденсатных месторождений Краснодарского края, когда тектоническое нарушение, находясь на небольшом расстоя- нии от месторождения, слабее повлияло на внедрение вод и, зна- чит, на формирование режима. Речь идет о Ленинградском ме- сторождении, где параллельно контуру на северном крыле струк- туры было зафиксировано нарушение, однако здесь же было отмечено и интенсивное обводнение скважин. Чтобы сделать вывод о влиянии тектонических нарушений на формирование режимов разработки, важно звать динамику дав- лений в пределах водонапорного бассейна по обе стороны этого нарушения или хотя бы в зоне между нарушением и начальным газоводяным контактом и информацию о проводимости наруше- ния, полученную, например, методом гидропрослушивания двух соседних скважин, разделенных этим нарушением. Не имея та- ких данных, судить о роли нарушения или зоны замещения кол- лекторов как гидродинамического барьера на пути внедрения вод можно лишь по темпу и характеру внедрения вод, но это запоз- далая и дорогой ценой полученная информация. Поэтому нужно быть очень внимательным при ликвидации законтурных разве- дочных скважин, так как мнимая сиюминутная экономия за счет нескольких необсажеиных и необорудованных скважин может впоследствии обернуться большим ущербом из-за непредвиден- ного характера обводнения скважин. Взаимодействие соседних залежей, приуроченных к одному водонапорному бассейну. Этот фактор также может оказаться определяющим в формировании режима разработки или заметно отразиться на времени появления упруговодонапорного режима и на его активности. Для иллюстрации можно сослаться на описанный в работах [13, 95] пример взаимодействия соседних залежей Ленинградско- го и Староминского газоконденсатных месторождений, а также залежей пластов VIII + IX + X центрального и северного подня- тий месторождения Русский Хутор. В обоих случаях взаимодей- ствие сопровождалось деформацией первоначальных очертаний залежей: залежи трех куполов Староминского месторождения расширились вследствие опережающего снижения пластового давления в соседнем Ленинградском, а нефтяная оторочка за- 75
лежи пластов VIII+ IX + X северного поднятия месторождения Русский Хутор по той же причине сместилась примерно на 250 м в сторону центрального поднятия. Вполне естественно, что дефор- мация газонасыщенных объемов залежей заметно сказывалась на динамике пластовых давлений и, следовательно, на времени перехода газового режима разработки в упруговодонапорный и на активности последнего. Влияние взаимодействия соседних залежей, приуроченных к единому бассейну, на формирование режимов чаще всего оце- нивается только по косвенным признакам (построение совмещен- ных p/z-зависимостей для обеих залежей, математическое мо- делирование и пр.). Непосредственные замеры и исследования в скважинах, расположенных между залежами, не всегда воз- можны из-за отсутствия таких скважин (в процессе разведки они, как правило, ликвидируются как не давшие притока углево- дородов). Поэтому необходимо привлечение максимально воз- можного объема геолого-промысловой информации о распреде- лении давления в залежах, особенно если в разработку они вво- дятся неодновременно. Но если уж наблюдательные скважины между взаимодействующими месторождениями есть, то исследо- вать их нужно систематически и всеми доступными способами (контроль за давлением или уровнем, отбор забойных проб жид- кости для анализов, вероятно, окажутся целесообразными интен- сивные откачки воды с отбором проб и т. д.), поскольку других непосредственных источников информации о взаимодействии нет. При организации контроля за взаимодействием и его влия- нием на формирование режимов надо иметь в виду, что для мно- гопластовых месторождений с частично или полностью изолиро- ванными пластами или пачками пластов-коллекторов характер взаимодействия может осложниться: оно может быть только между отдельными одноименными пластами (пачками) соседних месторождений или сразу между всеми пластами (пачками), но с разной интенсивностью. Все будет зависеть от соотношения запасов в залежах соседних пластов обоих месторождений, от выдержанности коллекторов, расстояния между контурами (для месторождений с большим этажом газоносности здесь разница может быть очень велика), от угла падения пластов и т. д. Внутрипластовые и межпластовые перетоки газа. Их так же, как и взамодействие соседних залежей, окруженных одним во- донапорным бассейном, можно предсказать, исходя из особен- ностей геологического строения продуктивного горизонта, однако непосредственным измерениям они не поддаются. Исключение составляют лишь межпластовые перетоки газа через фильтры скважии, объединяющих несколько пластов или пачек многопла- стового продуктивного горизонта: дебит перетока можно точно определить, например, по данным исследований дебитомерами. По этой причине контроль за масштабами межпластовых пере- токов через общие фильтры и за их влиянием на формирование 76
режима не представляет особой сложности (см. главу VII). Ниже остановимся подробно лишь на анализе перетоков между плас- тами через естественные слабопроницаемые перемычки и внутри пластов между зонами различной проницаемости и интенсивно- сти дренирования. Аналогично взаимодействию месторождений перетоки газа определяются во многом реализованной системой разработки месторождения и, в частности, ее основными компонентами: сис- темой размещения скважин и вскрытия продуктивного горизонта, а также дебитами скважин и темпами отбора газа из залежей каждого взаимодействующего пласта (межпластовые перетоки) или из разных участков залежи (внутрипластовые перетоки). Не исключена, конечно, возможность существования одновременно перетоков обоих видов. Причина появления перетоков всегда одна — разница в дав- лениях соседних пластов, разделенных друг от друга перемычка- ми (вертикальные межпластовые перетоки), или разных участ- ков продуктивного горизонта, существенно неоднородного по кол- лекторским свойствам (горизонтальные внутрипластовые перетоки). Направление межпластовых перетоков может менять- ся в процессе разработки многопластового месторождения, если изменится на противоположную разница в давлениях. Больше то- го, направление перетоков при разработке продуктивных горизон- тов большой протяженности может быть противоположным в раз- ных участках одного и того же пласта, если распределение пла- стового давления по обе стороны перемычки существенно нерав- номерно по площади. Необходимо выделить и особую категорию межпластовых пе- ретоков— аварийные, вызванные некачественным креплением скважин или упущениями в технологии их эксплуатации (негер- метичность эксплуатационных колонн, обусловленная превыше- нием давления над допустимым с точки зрения прочности метал- ла, из которого они изготовлены, последствиями коррозионного или эрозионного износа и пр.). Особенно опасны такие перетоки в вышележащие пласты с последующим образованием новых (вторичных) залежей вблизи от поверхности земли, с аварийны- ми выбросами газа в атмосферу, с грифонами, взрывами и пр. В качестве примера подобных аварийных перетоков можно сос- латься на опыт разработки Вой-Вожского месторождения Коми АССР (90], где почти треть газа из залежи пласта III эйфельского яруса вследствие негерметичности эксплуатационной колонны в скв. 40 (а возможно, и еще нескольких) перетекла в залегаю- щий вблизи от поверхности водоиасыщенный горизонт визейских известняков. В результате на глубине 150—200 м образовалась довольно обширная вторичная залежь площадью около 6 км2. Многочисленные поверхностные газопроявления отмечались при бурении водяных скважин, рядом с устьем эксплуатационных скважин, вблизи промысловых сооружений. Аварийные перетоки 77
сказались, естественно, иа виде p/z-завнсимостн для Вой-Вожско- го месторождения (см. рис. 17). Как видно из кривой снижения приведенного давления, до накопленного отбора примерно 20% запасов точки удовлетворительно ложились на прямую газо- вого режима. В дальнейшем, после 1948 г., когда были зареги- стрированы поверхностные газопроявления на территории про- мысла, кривая стала отклоняться от линии газового режима и тем заметнее, чем больше были объемы перетоков. Отметим, что такой вид p/z-зависимости получается, когда не учитывается перетекающий газ, т. е. из-за того, что темп снижения среднего по залежи приведенного давления относится только к количеству газа, извлеченного через скважины. Если бы на горизонтальной осн p/z-зависимости откладывались величины, соответствующие всему ооъему извлекаемого из залежи газа (добыча плюс пере- ток), то линия была бы близка к прямой, поскольку масштабы горизонтальных перетоков на этом месторождении намного меньше вертикальных. Аналогичная р/г-зависимость с отклонением кривой снижения приведенного давления от прямой газового режима сформирова- лась и по Березанскому газоконденсатному месторождению Краснодарского края, где в результате аварийного фонтана на скв. 43 было потеряно около 0,8 млрд. м3. По данным Н. С. Ратушняка, межпластовые перетоки газа, обусловленные некачественным цементажом, отмечены на Май- копском газоконденсатном месторождении [98]. В упомянутых случаях аварийные перетоки увеличивали темп снижения пластового давления в залежи. При вертикальных межпластовых перетоках газа для залежи, из которой перетекает газ, те$ип снижения давления будет искусственно увеличиваться, а для залежи с притекающим газом — уменьшаться. Режим раз- работки при этом может и не изменяться, т. е. оставаться газо- вым или упруговодонапорным. Но p/z-зависимости, не скорректи- рованные с учетом перетоков, перестают отражать фактический вид режима: для газового они становятся криволинейными, если не учитывается деформация пород, выпадение в пласте конден- сата и пр., а для упруговодонапорного — тоже криволинейными, ио не отражающими фактических темпов внедрения вод (без пере- токов кривая снижения приведенного давления была бы ниже или выше того положения на р/г-зависимостн, которое получи- лось с перетоками). Активность упруговодонапориого режима для залежей отдельных пластов и пачек при межпластовых пе- ретоках любых видов будет изменяться, поскольку меняется фак- тический темп отбора газа — замедляется или ускоряется в зави- симости от направления перетока. Естественно, что перетоки бу- дут влиять на сроки перехода режима от газового в упруговодонапорный. Таким образом, если межпластовые перетоки газа при по- строении p/z-зависимостей не учитываются, то последние могут 78
ие соответствовать или режиму (криволинейные для газо- вого режима), или его интенсивности, т. е. неверной будет опен- ка коэффициентов возмещения для упруговодонапорных ре- жимов. Не менее существенно на вид р/г-зависимости влияют гори- зонтальные внутрипластовые перетоки газа. Появление их выз- вано разной интенсивностью дренирования залежи по площади, что чаще всего обусловлено изменением проницаемости коллек- торов и связанным с ним способом размещения скважин. Внутри- пластовые перетоки могут быть не только горизонтальными, осо- бенно для неоднородных по коллекторским свойствам пластов большой мощности. Но поскольку мощность пласта практически всегда несопоставимо мала по сравнению с ее площадью, то ус- ловимся все внутрипластовые перетоки относить к горизон- тальным. При газовом режиме разработки залежи с внутрипластовыми перетоками р/г-зависимость, как и при межпластовых перетоках, будет криволинейной. Причина здесь в том, что при контроле за динамикой средневзвешенного по залежи давления информация берется главным образом по эксплуатационным скважинам, ко- торые размещаются в основном в высокопроницаемых зонах структуры. Поэтому вначале кривая снижения приведенного дав- ления на р/г-зависимости отражает процесс дренирования только той доли запасов газа, которая приурочена к высокопроницае- мым зонам продуктивного горизонта. По мере увеличения разни- цы в давлениях для высоко- и слабопроиицаемых зон из послед- них начинается переток газа в первые. В соответствии с этим кривая приведенного давления снижается сначала круче, а затем выполаживается. Так произошло, например, при разработке за- лежи пласта 16 Верхне-Омринского месторождения (см. рис. 17), где заметный переток газа из слабопроиицаемых зон начался при разнице в давлениях около 40 кгс/см2. При современных способах разработки внутрипластовые пе- ретоки газов неизбежны для любого месторождения с неоднород- ными продуктивными горизонтами. Потверждение этому — опыт разработки газовых залежей месторождений Ижма-Омринского района Коми АССР [90] и, частично, газоконденсатных место- рождений Краснодарского края. В отличие от межпластовых внутрипластовые перетоки газа яри правильном взвешивании среднего пластового давления на виде p/z-зависимости отражаться не должны, поскольку мате- риальный баланс при этом не нарушается — перетекая из одной части в другую, газ остается в пласте. И если бы была возмож- ность точно взвешивать давление по объему залежи, то p/z-зави- симость за счет перетоков не искажалась бы: среднее давление снижалось бы в соответствии с объемом извлеченного газа. Но дело в том, что из-за ограниченности фонда скважин — источни- ков информации о среднем давлении — величина его оценивается 79
с погрешностями, приводящими к искривлению р/г-зависимостн и при чисто газовом режиме разработки. Когда за среднее давление принимается среднеарифметиче- ское по скважинам, расположенным только в высокопроницае- мой зоне, то погрешность наибольшая: все скважины размеща- ются в зоне максимальной воронки депрессии. Так и получилось на уже упоминавшемся Верхне-Омринском месторождении. Ес- ли бы в зоне слабопроницаемых коллекторов были наблюдатель- ные скважины и их показания учитывались при оценке среднего давления, то погрешность была бы уменьшена, особенно за счет построения карт изобар. Но избежать ее вообще при контроле за динамикой средних давлений л условиях неоднородных коллек- торов, видимо, невозможно. По этой причине и появляются не- представительные р/г-зависимости даже для явно газового ре- жима. При внедрении вод положение еще сложнее. Основные рекомендации по повышению эффективности контроля за режимами разработки залежей с внутриплатными и межпла- стовыми перетоками газа следующие. 1. В скважинах, избирательно вскрывающих один из пластов или часть разреза многопластового горизонта, необходимо перио- дически выполнять температурные исследования с целью реги- страции возможной заколонной циркуляции газа. 2. Наличие межпластовых перетоков нетрудно зарегистриро- вать по виду совмещенных p/z-зависимостей для соседних плас- тов, разделенных глинистыми перемычками; отклонения кривой снижения приведенного давления от линии газового режима дол- жны быть противоположны по направлению (одно вверх, другое вниз) к совпадать по времени. 3. Аварийные перетоки фиксируются по заметному отклоне- нию кривой снижения приведенного давления вниз от линии га- зового режима (см. рис. 18). 4. При разработке однопластовой залежи с зонами высокой и низкой проницаемости и при размещении эксплуатационных скважин в наиболее продуктивных участках информацию о мас- штабах виутрипластовых перетоков можно получить из анализа кривой снижения приведенного давления на p/z-зависимостн. Ве- личина перетока будет соразмеряться с расстоянием между точ- ками на линии экстраполяции начального участка кривой, соот- ветствующего дренированию запасов высокопроницаемой зоны, и точками на кривой снижения давления после излома, обуслов- ленного началом перетока газа. 5. Если высокопроницаемая зона контактирует с несколькими слабопроницаемыми, то появление межпластовых перетоков мо- жет привести к нескольким изломам на кривой снижения приве- денного давления [95]. Деформация пород продуктивного пласта н сорбционные эф- фекты. Их влияние иа формирование режимов трудно оценить 80
только по геолого-промысловым данным из-за сложности выде- ления этих эффектов из ряда других факторов. Судя по результатам расистов на математических моделях, выполненных С. Н. Закировым и Г. А. Щербаковым [27], дефор- мация пород и десорбция газа заметно влияют на темп сниже- ния давления, особенно для залежей с трещиноватым коллекто- ром. Возможность заметной деформации коллекторов при сни- жении пластового давления, т. е. при увеличении превышения горного давления над пластовым Дргор = Ргор—p(t), можно под- твердить не только аналитическими расчетамн. Она видна и из данных промысловых исследований некоторых скважин. Для примера можно сослаться на результаты исследования скв. 2 Вуктыльского месторождения, сложенного трещиновато-порис- тым коллектором (см. главы II, V). Ориентировочно деформацию коллекторов и десорбцию газа можно учесть, если будут известны результаты соответствующих лабораторных экспериментов с естественными кернами. Однако чтобы получить представительные усредненные характеристики для залежи в целом, потребовались бы массовые определения. Необходимо также учесть, что точность усреднения подобных данных для реальных залежей невелика. Поэтому более резуль- тативными следует признать способы оценки влияния деформа- ции коллекторов и десорбции газа на режимы разработки и вид p/z-зависимостей, основанные на использовании математических моделей. В качестве примера можно сослаться на работу [27]. Система вскрытия продуктивного горизонта. Она предопре- деляет характер дренирования продуктивного разреза, а следова- тельно, и распределение текущего давления по объему продуктив- ного горизонта. Неравномерный темп дренирования залежей от- дельных пластов многопластового горизонта или отдельных участ- ков одного и того же неоднородного пласта приводит к появлению межпластовых и внутрипластовых перетоков газа. Но эти пере- токи в основном обусловлены естественными особенностями стро- ения залежи. Субъективный фактор здесь — размещение сква- жин и выбор интервалов перфорации, сама же возможность перетока—фактор природный, объективный. Однако в реаль- ных условиях допускаются субъективные факторы другого рода: создаются предпосылки для разной интенсивности дренирования залежей пластов, вскрытых одной сеткой скважии. Вер- нее, предпосылки для этого заложены в разных коллекторских свойствах пластов (проницаемости, эффективные мощности и пр.), но определенные технологические упущения в какой-то период разработки месторождения усугубляют эти -предпо- сылки. Речь идет об образовании на забоях скважин пробок из породы и глинистого раствора. Такие пробки, если лифтовые трубы ие спущены до нижних отверстий фильтра, перекрывают часть продуктивных пластов многопластового горизонта или часть вскрытого разреза мощно- 81
го однородного пласта и затрудняют или полностью исключают приток газа из них. Судя по опыту разработки многопластовых газоконденсатных месторождений Краснодарского края, эти пробки не оказываются вечным барьером для дренирования пе- рекрытых пластов: по мере истощения вышележащих пластов и увеличения разницы в давлениях между пластами в работу включаются и перекрытые пласты [13, 125]. То же самое может получиться и при создании высоких забойных депрессий. Flo так или иначе разрез продуктивного горизонта начинает дрениро- ваться неравномерно: нижние пласты на какое-то время пскус- свенно «консервируются». Темп снижения пластового давления сначала будет соответствовать темпу истощения верхних непере- крытых пластов. Через определенный промежуток времени по мере роста разницы между давлениями в перекрытых пластах и забойными начнется увеличивающаяся во времени фильтра- ция газа из этих пластов через пробки, т. е. дренирование пере- крытых пластов с увеличивающейся во времени интенсивностью. Вовлечение новых интервалов разреза в дренирование (т. е. подключение дополнительных источников газа, да еще с более высоким давлением) скажется на динамике пластовых давлений по каждой скважине и в целом по залежи. В результате и без внедрения вод с самого начала разработки залежи получится криволинейная р/г-зависимость, внешне сходная с зависимостью для активного упруговодонапорного режима. Подобная зависи- мость была получена расчетным путем авторами [125]. Описанное изменение дренирования продуктивного горизонта искажает не только вид р/г-зависимости, но и характер взаимо- действия залежи с окружающим водонапорным бассейном, т. е. смещает срок наступления и активность проявления упруговодо- напор^ого режима. Контроль за образованием пробок в пределах фильтров сква- жин должен осуществляться с учетом особенностей строения про- дуктивного горизонта, состояния разработки, прочностных ха- рактеристик и проницаемости пробок и т. д. При заметном влия- нии пробок на формирование режима и на возможное избира- тельное обводнение пластов продуктивного горизонта необходи- мо принимать меры для их ликвидации. Самый доступный и на- дежный способ предупреждения образования пробок — выбор оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин, а также рациональные глубина подвески и диаметр лифтовых труб, обеспечивающих вынос жидкости и твердых частичек с за- боя скважин. Вынос остаточной (связанной) воды и осушеиие коллекторов продуктивного пласта. Эти факторы в какой-то мере также бу- дут сказываться на динамике пластовых давлений, так как при этом увеличивается поровый объем залежи. Этот фактор наибо- лее существен для залежей хотя бы вначале разрабатываемых в условиях газового режима или упруговодонапорного режима с 82
небольшими коэффициентами возмещения. При интенсивном внедрении вод, с одной стороны, постоянно сокращается текущий газонасыщенный объем Q(/)> а с другой— пластовое давление снижается мало, а поэтому невелики будут масштабы испарения остаточной воды, поскольку влагоемкость газа из-за практиче- ской пзотсрмичности процесса разработки газовой залежи увели- чиваться почти не будет. Вынос связанной воды может стать доминирующим фактором, искажающим естественный темп снижения пластового давления для залежей с повышенным ее содержанием. В качестве примера можно сослаться на залежь эоценовых отложений Каневского месторождения Краснодарского края, где остаточная водонасы- щенность Оост составляла от 62 до 68%. По расчетам Н. А. Крав- цова, вынос остаточной воды из зон распространения депрессион- ных воронок и увеличения за счет этого эффективного порового объема залежи вследствие снижения водонасыщениости может заметно повлиять на оценку фактического режима разработки и запасов газа. И в самом деле, при такой остаточной водонасы- щенностн слои связанной воды не только будут испаряться по мере снижения пластового давления, но и перемещаться к забоям скважин под действием гидродинамического градиента. Следова- тельно, особенно существенно вынос остаточной воды и уменьше- ние Оост в зонах дренирования скважип будут сказываться на динамике давлений в начальный период. В дальнейшем темп вы- носа остаточной воды должен постепенно сокращаться из-за уменьшения оОст и соответственно фазовой проницаемости для этой воды, и остаточная водонасыщенность будет сокращаться только вследствие испарения и роста влагосодержания газа в процессе снижения давления. Все это хорошо подтверждается динамикой минерализации воды, добываемой вместе с газом из скважин, вскрывающих эоценовую залежь. Вынос остаточной воды в начальный период занижает линию фактического снижения приведенного давления по сравнению с се естественным положением и приводит к неверной (занижен- ной) оценке запасов. При этом линия снижения приведенного дав- ления на р/г-зависимости даже при явно газовом режиме распо- ложена с самого начала выпуклостью вниз, как при упруговодо- напорном режиме. Для контроля за влиянием выноса или испарения остаточной воды на формирование р/г-зависимости (т. е. на характер сниже- ния приведенного давления) необходима информация о началь- ной величине Оост и интенсивности выноса воды с потоком газа. Динамика выноса довольно четко фиксируется гидрохимическим анализом извлекаемой жидкости, как это показано в работе [13, 87]. Зная объемы выносимой воды, по уравнению материаль- ного баланса нетрудно оценить влияние выноса на темп сниже- ния давления. 83
Таковы основные геолого-промысловые факторы, влияющие иа формирование режимов разработки и вид р/г-зависимостей, а также методы контроля за этим влиянием. Отмстим в заключение, что факторов, формирующих режимы, множество, действуют они почти всегда одновременно и нередко противоположным образом. Поэтому одним приемом установить будущий вид р/г-зависимости трудно, даже если заведомо извест- ны и все эти факторы, и динамика их раздельного действия во времени. Однако промысловые геологические службы и сотруд- ники институтов, анализирующие разработку месторождений, как правило, такой информацией, особенно на начальной стадии разработки месторождений, не располагают. Эта информация накапливается в процессе тщательных исследований за длитель- ные периоды. И все же иет оснований считать нереальным хотя бы качественный контроль за влиянием описанных факторов по промысловым данным. Практика показывает, что среди множе- ства таких факторов почти всегда доминируют один-два, что су- щественно облегчает задачу. Например, если вводится в разра- ботку залежь, расположенная рядом с другими залежами, то на динамике давлений должно заметно отразиться взаимодействие; если велико содержание конденсата или связанной воды, то ди- намика их количества в пласте должна определять вид кривой снижения давления. То же самое можно предположить и отно- сительно влияния нарушений, типа коллектора и т. д. Переход же от качественной оценки к количественным определениям раз- дельного влияния каждого из одновременно действующих факто- ров возможен только с помощью детальных математических мо- делей. КОНТРОЛЬ ЗА РЕЖИМАМИ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПОМОЩИ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ И ИНФОРМАЦИОННО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ При построении математических моделей разработки газовых и газоконденсатных месторождений следует исходить из того, что в большинстве случаев отбор газа из иедр сопровождается внед- рением вод той или иной интенсивности. В связн с этим наиболее удачны математические модели, которые основаны иа совместном решении уравнений материального баланса для разрабатывае- мой залежи, учитывающих внедрение вод, и формул теории упру- гого режима, позволяющих оценить объемы этого внедрения и давление иа начальном газоводяном контакте. Подробно такие модели различных модификаций описаны в работах М. Т. Аба- сова, Н. Н. Веригина, С. Н. Закирова, А. X. Мирзаджанзаде, П. К. Страдымова, П. Т. Шмыгли и др. [13, 27, 92, 124]. Наиболее полный обзор методик расчета параметров разработки газовых и газоконденсатных залежей в условиях упруговодонапорного ре- жима приведен в книге С. Н. Закирова и Б. Б. Лапука [27]. 84
Прогнозирование режима разработки с помощью математи- ческих моделей затруднительно, особенно для месторождений, не имеющих аналогов по строению и окруженных одним и тем же водонапорным бассейном. При оценке темпа внедрения вод, а следовательно, и вида режима может быть допущена серьезная ошибка из-за неопре- деленности интегрального сопротивления внедрению вод в зоне газоводяного контакта, а затем (по мере продвижения их в глубь залежи) и в обводненной зоне газоводяной смеси. Как правило, если ориентироваться на проводимость пласта в законтурной и внутриконтурной областях, полученную по результатам иссле- дований скважин, то темп внедрения вод получается завышен- ным. Кривая снижения приведенного давления оказывается вы- ше ее естественного положения при одинаковом темпе отбора газа [17]. Ситуация в этом случае упрощается, если в данном газодо- бывающем районе есть месторождения-аналоги, уже разрабаты- ваемые (а еще лучше — уже завершенные разработкой). Тогда, повторив на математической модели историю разработки место- рождения-аналога при помощи ЭВМ (вручную слишком трудо- емко, если модель такая, например, как в работах [17, 33].и оце- нив интегральное сопротивление («обучив» модель), с топ же кратностью снижения параметра проводимости Л/г/ц можно про- гнозировать и разработку данного нового месторождения. Луч- ше, если подобных месторождений — аналогов будет несколько, т. е. если обучающий массив будет большим. Пример подобного «обучения» (подбор реального параметра проводимости и оценка степени снижения по сравнению с усред- ненными величинами, полученными при исследовании скважин и образцов кернов) рассмотрен в работе [17]. Описанный прием дает удовлетворительные результаты как для залежей, которые разрабатываются при упруговодонапор- ном режиме с самого начала, так и в случае, если режим был газовым или близким к газовому, а затем перешел в упруговодо- напорнын. Однако в этой ситуации важно точно оценить дату на- чала массового внедрения вод в залежь и момент отклонения кривой фактического снижения приведенного давления от линии газового режима. Как уже отмечалось, в реальных условиях не приходится го- ворить о каком-то пороговом скачкообразном переходе от газо- вого режима к упруговодонапорному: по единичным порам и тре- щинам воды внедряются сразу же с началом снижения пласто- вого давления, однако из-за малых объемов на характере его снижения это не отразится. Усиливаясь по мере снижения дав- ления в залежи, внедрение вод на каком-то этапе разработки начнет настолько влиять на темп снижения, что может быть от- мечено инструментальными измерениями. 85
Такое положение складывается на большинстве месторожде- ний, кроме случаев проявления жесткого водонапорного режима (вследствие высокой проницаемости коллекторов внедрение вод с самого начала компенсирует отбор газа из залежи) и газового (в залежах, не имеющих контакта с водонапорным бассейном). Но оценка начала заметного внедрения вод по динамике от- бора газа, приходящегося на единицу снижения давления (или, что то же самое, по характеру p/z-зависимости) довольно груба: сказываются погрешности методов замеров давлений и усредне- ния их по залежи, неточность приборов, иногда допускаются ошибки в учете извлечения газа. Более тонким инструментом здесь оказываются информационно-статистические методы, на- пример методы статистического дифференцирования и корреля- ционного сжатия, применение которых описано в работах [11, 58]. Применительно к методу статистического дифференцирования математически задачу можно сформулировать следующим обра- зом: модель истощения залежи задается неслучайной функцией p/z = f(SQr) в виде полинома n-иой степени и случайной, имити- рующей шум (помехи). Операция статистического дифференцирования зависимости р/г=/(£(2г), т. е. р/г-зависимости, выполняется по формуле т р‘г'(х)= (r-rjrft,, 6 где — весовая функция, выбирается одного порядка с по- линомом, аппроксимирующим исследуемый процесс. Вид этой функции, следовательно, должен быть таким: при 0<ti<t, А(Т1) =0 при 0>ti>t, где т — интервал памяти. Коэффициенты цо, Ць • • •> Цп для упомянутого полинома опре- деляются из условия несмещенности при помощи системы: о б j г"klti)dXi = b„. о Для случая фильтрации b^= 1, bx = b2— ... =bn = 0. Тогда при дифференцировании £>о=О, bi = l, Ь2~Ьз = ... =Ьп = 0. Ь6
Для получения прогнозного значения на интервале Ат надо положить b0=L bi = (—Ат), Ь2 = (—Ат)2,..Ьп= (—Ат)п. Если выразить весовую функцию полиномом первого порядка k 14) то коэффициенты находятся следующим образом [55]: Таким образом, с учетом уравнений (4) и (5) дифференци- альное значение случайной функции можно оценить по формуле р г' 'лДг)= f(^ —— р 2(r-t1)rfT1. При реализации этого уравнения на ЭЦВМ использовался где Zi — значение интеграла; хг—значение аргумента; //,— значение подынтегральной фун- кции. Расчеты для оценки момен- та перехода газового режима в упруговодонапорный выполня- лись для Каневского и Березан- ского газоконденсатных место- рождений (рис. 19). Как видно из рисунка, на Березанском месторождении заметное вне- дрение вод началось при накоп- ленном отборе около 10 млн. м3, что несколько раньше, чем мо- жно предположить по виду р/г- зависимости. По Каневскому месторождению оценка начала внедрения по обоим методам дает аналогичные результаты. Рис. 19. Кривые оценки начала внед- рения вод в залежи Березанского (я) и Каневского (б) месторождений при помощи статистического дифференци- рования. / — линия снижения приведенного давле- ния; — кривая изменения производной 87
Рис. 20. Кривые оценки начала перетоков газа в залежах Верхне-Омрннского (а) и Вой-Вожского (б) месторождений с помощью метода статистического дифференцирования. 1, 2 — см. обозначения рис 19 С помощью этого же метода можно оценить и дату появления такого осложнения в разработке залежи, как межпластовые или внутрипластовые перетоки газа. При перетоках, как уже отмеча- лось, динамика пластовых давлений изменяется, что и регистри- руется изменением производной ----------- (p/z). Для примера (SQ)) на рис. 20 представлены результаты статдифференцирования ди- намики приведенного давления по залежам Верхне-Омринского (залежь пласта 16) и Вой-Вожского месторождений. Как видно из рисунка, начало интенсивных перетоков довольно четко фик- сируется в обоих случаях. Другой полезный метод оценки возмущений в закономерности снижения приведенного давления при истощении залежи—-ме- тод корреляционного сжатия [58]. Метод заключается в выделении полезного сигнала на основе различия статистической структуры помех и исследуемой функ- ции. В качестве признаков разделения применяется функция [50]: L т2(О где [/? (/, t 4- т)] dv +т, t+т) С [/?(/, f + T)]2rfT .) R(t, f)R(i + v, / 4- т) ’ ₽(/,/); R(1 + t, /+т); R(t, t+т) — корреляционные функции; т — интервал корреляции; то — интервал квантования. 88
Корреляционные функции определяются по формуле R.r (fa fa = , n — 1 n mx (fa ~ (fa} л)— математическое ожидание; Xt (t) — зна- чение случайной функции, наблюдаемой в f-ой реализации для аргументов t}, t2,. .tm, в частности, Xi(tk) — значение, соответст- вующее i-ой реализации в момент tk\ п— общее число реализа- ций случайной величины. Каждому из моментов fa t2,.. tm будет соответствовать п значений случайной функции. При совпадении аргументов значения корреляционных функ- ций обращаются в дисперсию: Rx (7, = Rx (t -f-r, — Z?x(/-f-r), а дисперсия определяется по формуле 2 п <('») В соответствии с этим статистики и x2(t) примут вид: I \r D (t) D(t + T) Г2 (/) = [/?(/, ; + T)prfT D(t)D(t 4-r) Результаты выполненных в Кф ВНИИГаза расчетов по опи- санным формулам для условий разработки Сердюковского место- Рис. 21. Кривая оценки начала внедрения вод в залежи Сердюков- ского месторождения при помощи метода корреляционного сжатия
рождения показаны на рис. 21, из которого видно, что момент на- чала внедрения при / = 4 квартала четко фиксируется по харак- терному изменению кривой L(t). В заключение этой главы отметим, что рассмотренные факто- ры, формирующие вид режима и характер р/г-зависимости, пред- полагают, естественно, и множество методов контроля за этим формированием. Выбор наиболее эффективных из них диктуется конкретными условиями разработки залежи, опытом и интуицией специалиста, ведущего контроль, и имеющимися в его распоря- жении средствами реализации методов (качество измерительных приборов и их число, схема обвязки УКПГ и т. д.).
ГЛАВА IV КОНТРОЛЬ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ Отечественный опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений в условиях интенсивного обводнения накапли- вается с 1962 г., т. е. с начала массового обводнения скважин на Ленинградском, Каневском и других газоконденсатных место- рождениях Краснодарского края. За истекшие годы было выпол- нено множество промысловых экспериментов, исследований на математических и физических моделях [33, 66, 105 и др.], появи- лись публикации (13, 73, 74, 95 и др.] с обобщением опыта разра- ботки месторождений в условиях упруговодонапорного режима и интенсивного обводнения скважин (месторождения Краснодар- ского края, Украины, Нижнего Поволжья, Дагестана и т. д.). Все это позволило выявить характер, механизм и последствия обводнения залежей различного типа и строения, а также разра- ботать способы уменьшения осложнений, связанных с продвиже- нием вод по пластам. Осложнения, обусловленные интенсивным внедрением вод в разрабатываемые залежи, связаны главным образом с сущест- венным снижением конечной газо- и конденсатоотдачи из-за за- щемления большого количества газоконденсатной смеси, ухуд- шением технико-экономических показателей разработки вследст- вие выбывания обводненных скважин из действующего фонда и осложнения условий эксплуатации. Последствия этих осложне- ний можно уменьшить за счет регулирования внедрения вод, од- нако эффективное регулирование возможно лишь при условии, если имеется надежная и своевременная информация о продви- жении вод (равномерное, избирательное) и его темпах. Основные способы получения такой информации — геофизи- ческий и гидрохимический. Для оценки темпов внедрения вод применяют также результаты косвенных методов. ГИДРОХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Значительное место в комплексном контроле за разработкой залежи и продвижения пластовых вод в настоящее время отво- дится гидрохимическому методу, который все больше распро- страняется на месторождениях различного типа. Метод отлича- ется простотой, оперативностью и достаточной надежностью. Впервые его высокая эффективность была доказана на газокоп- 91
денсатиых месторождениях Краснодарского края, где он начал применяться в широких масштабах с начала 60-х годов [13, 8]. В настоящее время метод используется иа большинстве место- рождений страны, в том числе на Вуктыльском, Медвежьем, Оренбургском, Шебелинском и Газлииском. Метод заключается в контроле за динамикой количественно- го и качественного составов выносимых на поверхность пласто- вых флюидов: пластовых вод (законтурные, остаточные, конден- сационные), газоконденсатной смеси, неуглеводородных компо- нентов. Минерализация пластовых вол в десятки и сотни.рлз. выше минерализации конденсациониых вод. Это позволяет Фикси- ровать поступление назабойскважины даже незиачительньгх о бъе м о в п л а сто войво ды “ До недавнего времени гидрохимический контроль носил каче- ственный характер, т. е. во внимание принималась лишь абсолют- ная величина минерализации выбранного компонента в выноси- мой из скважины воде и ее соотношение с минерализацией этого компонента в пластовой воде. В последние годы начал внедряться и количественный кон- троль, использующий зависимость степени минерализации воды, выносимой из скважины, от объема извлекаемой пластовой воды. Это дало возможность расширить область применения метода и более правильно интерпретировать промысловые данные. Гидрохимический метод контроля позволяет: 1) фиксировать начало и контролировать динамику обводне- ния скважин; 2) отождествлять смеси вод и выделять тип обводнения сква- жин; 3) уточнять положение газоводяного контакта; 4) намечать водоопасные направления, прогнозировать об- воднение отдельных скважин и задавать более обоснованный тех- нологический режим эксплуатации скважин; 5) следить за степенью очистки и осушки призабойных зон; 6) контролировать качество ремонтно-изоляционных работ; 7) дифференцировать извлекаемые объемы газа и воды из •отдельных горизонтов при их пакерной или совместной эксплуа- тации; 8) оценивать величину конденсатной оторочки перед фронтом внедряющейся пластовой воды. Фактическая минерализация воды, выносимой из скважины, является функцией количества и минерализации законтурной, конденсационной н остаточной вод. Следует учитывать и техни- ческую воду (инфильтрат бурового или глинистого раствора), остающуюся в призабойной зоне после бурения скважин и после- дующих задавок их глинистым раствором. Кроме этого, в разра- батываемые залежи могут поступать «чужие воды» из выше- v. нижележащих водоносных горизонтов при наличии гидроди- намической связи между ними в результате некачественного це- 92
ментажа, нарушений в обсадных колоннах или тектонических нарушений. Таким образом, правильная интерпретация данных гидрохи- мического контроля во многом определяется знанием минерали- зации вод указанных трех типов и динамикой изменения их ко- личества в процессе разработки газового месторождения. Краткая характеристика пластовых агентов Остаточные воды. Остаточной называют воду, не вытеснен- ную из пор пласта при формировании залежей нефти и газа (остаточная водонасыщенность). Остаточная вода удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Содержание ее определяется внутренней поверхностью порового пространства пласта, размерами дор, их числом, по- верхностными свойствами пластовых флюидов и коллекторов, их .минеральным составом. Породы различных литологических типов характеризуются определенным содержанием остаточной воды, с ухудшением емкостных и фильтрационных свойств пород остаточная водонасыщенность возрастает (табл. 7 [109]). Таблица 7 Количество связанной воды в осадке в зависимости от его гранулометрического состава и степени уплотнения Cieoeiu, уплотнении. % Диаме1р частиц, мм 1 0.5 0,10 (|,05 0,01 0.05 0,001 Минимальная 0,07 0,13 0,67 1,32 6,7 13,3 66,7 Максимальная 0,17 0,34 1,73 3,45 17,3 34,5 100 Существуют следующие формы связи остаточной воды с поро- дой [108]. I. Химическая связь воды с минералами породы. 2. Адсорбционно связанная (с породой) вода, образующая пристенные слои толщиной в несколько молекул. 3. Капиллярно связанная вода. Помимо прочно связанной воды (адсорбированной) существу- ет и рыхло связанная вода [119]. Адсорбированная и рыхло свя- занная воды представляют собой полимолекулярные пленки, давление внутри которых уменьшается -по мере удаления моле- кул воды от скелета породы. Верхние слои рыхло связанной воды испытывают небольшое сорбционное давление. В процессе разработки фиксируется заметный вынос только капиллярно связанной воды, так как очевидно, что выносом 93
рыхло связанной воды можно пренебречь, а 'Вынос адсорбиро- ванной воды вообще невозможен. При разработке месторождений 'Природного газа были обна- ружены отдельные участки залежей, насыщенные остаточной во- дой в значительной степени. Такие участки обычно приурочены к зонам выклинивания коллекторов в пределах газовых залежей и образуют своебразные «карманы» остаточной воды [5, 13]. Наи- более типичный случай отмечен на Березанском газоконденсат- ном месторождении, где в разрезе продуктивного горизонта в отдельных частях залежи имелся водонасыщенный пропласток. В отличие от описанной остаточной такую воду более правильно назвать целиковой остаточной водой, защемленной в процессе формирования газовой залежи. В процессе разработки эта вода продвигалась к забоям близлежащих скважин. К этому же виду остаточной воды, по-видимому, следует отнести и воду, находя- щуюся вместе с газом в трещиноватых породах фундамента, которым подстилаются нижнемеловые отложения в пределах Челбасского, Каневского и других месторождений Краснодар- ского края, имеющие гидродинамическую связь с основными га- зовыми залежами в пределах нижнемелового продуктивного го- ризонта [13]. Минерализация остаточной воды может значительно отличаться от минерализации законтурных вод. Так, по данным С. Л. Закса [28], среднее содержание хлора в остаточной воде в девонском песчанике Ярегского месторождения оказалась в 2,5 раза выше, чем в 'воде, добываемой вместе с нефтью. Изучение состава остаточной воды, содержащейся в песках горизонта ПК-3 Бузовнинского месторождения, показало, что в ней содер- жится хлоридов меньше, чем в законтурной воде [28]. Однако все же в»*большинстве случаев соотношение обратное. Повышенная соленость остаточной воды объясняется частич- ным испарением, а также воздействием геохимического градиен- та. Пониженная соленость вызывается либо особенностями осад- конакопления, либо подвижками структур с уже образовавши- мися ранее залежами углеводородов. При изучении содержания хлоридов в остаточной воде але- вролито-глинистых хадумскнх газоносных пород Пелагиадннской площади Ставрополья (данные Ю. С. Меньшиковой и др.) было выявлено, что наибольшее содержание хлоридов в остаточной воде наблюдается в алевритах (2,1—2,5%), а наименьшее — в глинах (1,82—2,10%), промежуточное положение занимают алевролиты (2,0—2,24%). Наибольшее содержание хлоридов в остаточной воде наблюдается в газосодержащих породах. Специальных исследований по определению минерализации остаточной воды на кернах продуктивных горизонтов газоконден- сатных месторождений Краснодарского края не проводилось. Однако результаты многолетних промысловых наблюдений по- казывают, что минерализация остаточной воды на этих место- рождениях, приуроченных к нижнемеловой водонапорной систс- 94
Рис. 22. Вынос воды повышенной минерализации по скв. 43 Кущевского месторождения. ! — повышенная минерализация; 2 — мак- симальная минерализация пластовой воды по хлор-нону, г/л Рис. 23. Вынос воды повышенной минерализации по скв. 47 Кущевско- го месторождения. 1, 2 — см. обозначения рис 22 ме, значительно выше минерализации законтурных вод. Перед фронтом вытеснения из скважин многих месторождений получе- на вода значительно более высокой минерализации по хлор-иону, чем 'пластовая. По некоторым скважинам вода повышенной ми- нерализации по хлор-иону выносилась продолжительное время (табл. 8, рис. 22, 23). В «пластах с высокой осТаточной водонасышенностью, как на Мирненском и в эоценовой залежи Каневского месторождений, поступление воды повышенной минерализации может быть более длительным. При разработке нефтяных месторождений отмечены случаи, когда остаточная вода может образовывать оторочку перед фронтом нагнетаемой воды. Аналогичное явление может наблю- даться и в газовых залежах, но в меньшей степени, так как со- держание остаточной воды в газовых залежах обычно невелико. В данном случае более вероятно образование оторочки из смеси пластовой и остаточной вод. Минерализация остаточной воды ориентировочно была оценеиа для скв. 40 Челбасского месторож- дения, 'Выносящей упомянутую целиковую остаточную воду из триасовых отложений. Максимальная расчетная минерализация остаточной воды составила около 19 г/л при минерализации плас- товой контурной воды порядка 13 г/л. 95
Таблица 8 Вынос воды аномально высокой минерализации по скважинам газоконденсатных месторождений Краснодарского края Месторождение Номер скважины Да।а оi бора иробм Диаметр штуцера, мм Содержание хлоу-и >на в и >де, г/л Кущевское 51 9/VI 1969 г. 45,0 30 15/ХП 1970 г. 10,0 53,2 47 21/VII 1970 г. — 39,1 10/XI 1970 г. 12,0 53,1 18/XII 1970 г. 12,0 69,2 29/1 1971 г. 12,1 53,1 15/Ш 1971 г. 12,0 61,7 I5/IX 1971 г. 12,0 61,7 43 13/Х 1970 г. 32,0 0,06 20/Х 1970 г. 32,0 57,6 16/ХП 1970 г. 8,0 42,8 Каневское 47 15/V 1969 г. - 20,4 Северо- Кущевское 50 9/IX 1970 г. 9,0 54,9 у 9/IX 1970 г. 7,0 50,6 Ленинградское 22/XI 1962 г. 4,1 7/XII 1962 г. — 33,8 27 10/XII 1962 г. — 63,6 11/XII 1962 г. — 25,4 11/XII 1962 г. — 34,5 7 30/1 1967 г. — 54,3 21 17/IX 1968 г. — 49,2 61 20/V 1970 г. — 47,5 85 16/11 1971 г. 9.4 39.1 о 12/1 1972 г. — 60,7 Крыловское 14 2/Х1 1971 г. 36,6 15/Х1 1971 г. — 119,8 30/XI J971 г. — 93,4 Примечание. Максимальная минерализация пластовой волы месторождений по хлор-нону, г/л; Кущевское — 42,2; Каневское — 14; Северо-Кущевское — 42,2; Ленинград- ское — 42,5; Крыловское — 40. 96
Повышенная минерализация остаточных вод, по-видимому, может объясняться и тем, что связанная вода, удерживаемая иа поверхности породы, обладает аномальными свойствами и, в частности, повышенной растворяющей способностью различных солей [12]. Остаточная вода играет значительную роль в процессе разра- ботки месторождений, занимая наихудшие по проницаемости части ^порового пространства залежи, тем самым позволяя дви- гаться Пластовой воде по пути наименьшего сопротивления. При этом, чем больше остаточная водонасыщенность, тем на большее расстояние распространится один и тот же объем воды, внедрив- шейся в залежь. Остаточная вода делает поверхность породы гидрофильной, что облегчает продвижение краевых вод и способствует вымыва- нию выпавшего конденсата. Наличие остаточной боды в коллек- торах залежи играет, вероятно, заметную роль и в формирова- нии коэффициента газо- и конденсатоотдачи. Остаточная вода влияет на проницаемость коллекторов и про- дуктивность скважин. По данным А. А. Ханина [118, 119], сниже- ние газопроницаемости при остаточной водонасыщенности в сце- ментированных песчано-алевритовых породах составляет в сред- нем 10,7% абсолютной проницаемости. Имеются работы, где показано влияние испарения остаточной воды на проницаемость {2, 125], причем в работе [2] приведен расчетный пример, в котором за счет испарения остаточной воды продуктивность скважины увеличивается в три раза. Увеличение продуктивности скважин отмечается и в практике разработки газовых месторождений, особенно для коллекторов с повышен- ной водонасыщенностью (табл. 9). Таблица 9 Изменение продуктивности скважин Мирненского месторождения Номер скважины Дата исследования Коэффициент фильтрацион- ного сопротивления Проницае- мое п>, мД а ь 31 2—12/IV 1968 г. 20,7 0,039 12,5 7— 1 l/VllI 1972 г. 28 0,014 37,8 95 13—27/XII 1972 г. 31 0,430 11,9 16—19/V 1974 г. 28 0,330 Н,2 137 3-6/VI1 1970 г. — 2.5 27—30/XII 1972 г. 157 0,650 4.7 По-видимому, по Мирненскому месторождению увеличение продуктивности скважин обусловлено выносом остаточной воды как в капельном состоянии, так и в паровой фазе. 4—1939 97
Вынос остаточной воды в значительном количестве из низко- проницаемых коллекторов с высокой остаточной водонасыщен- иостью (типа коллекторов эоценовой залежи Каневского и ниж- немеловой залежи Мирненского месторождений) может сущест- венно снизить пластовое давление в зоне дренирования за счет увеличения газонасыщенного порового объема. В таком случае при оценке начальных запасов газа по падению давления будут получены несколько меньшие величины, так как линия снижения приведенного давления иа p/z-зависимости расположится ниже первоначальной прямой газового режима. Механизм отжатия поровых растворов из низкопроницаемых пород в коллекторы при разработке газовых залежей в опреде- ленных условиях может играть заметную роль, создавая так на- зываемый внутренний водонапорный режим [129]. Авторы данной работы рассматривают механизм эксплуатации залежи с ано- мально высоким давлением, приуроченной к пласту с частым че- редованием коллекторов и глин, в пределах которых вода из неколлекторов отжимается в коллекторы. Конденсационные воды. Природный газ в пластовых услови- ях насыщен водяными парами, содержание -которых зависит от давления, температуры и состава газа. В частности, повышение доли тяжелых углеводородов способствует большему насыщению газа водяными парами. В залежах с высоким давлением и температурой содержание конденсационной воды может быть весьма значительным (табл. 10) и существенно увеличивается в процессе разработки. Таблица 10 ‘ Содержание влаги в газах газоконденсатных месторождений Краснодарского края при начальных термодинамических условиях Месторождение Начальное пластовое давле- ние, кгс/см* Температура пласта, °C Влагосодержание газа, г/м* Кушевское 149 42 0,6 Ленинградское 226 75 2,4 Староминское 226 75 2,4 Каневское (нижний мел) 188 80 3,2 Крыловское 249 91 4,2 Челбасское 226 95 5,0 Сердюковское 281 ПО 7,2 Березанское Майкопское: 282,4 НО 7,2 горизонт I 265 119 10,0 горизонт 11 280 122 10 0 горизонт III 302 128 10,4 Южно-Советское 317 131 12,0 Усть-Лабинское 349 135 13,2 Некрасовское 350 144 16,3 98
Часто конденсационные воды являются ультрапреснымп, так как их минерализация ничтожна. За 18 лет эксплуатации место- рождений Краснодарского края для анализа на содержание хлор-иона брали десятки тысяч проб воды, при этом минималь- ное содержание хлор-иона в конденсационной воде составило 0,0052 г/л (табл. И). Минимальная минерализация пробы кон- денсационной воды, по которой был выполнен полный анализ, составила 1,38 мг-экв (табл. 12). Ультрапресные конденсационные воды газоконденсатных месторождений Краснодарского края представлены хлорпдно- магниевым и гидрокарбонатнонатриевым типами. На рис. 24 показаны векторные графики пяти проб конденсационной воды. Исключительно низкая минерализация конденсационных вод приводит к тому, что даже незначительные примеси остаточной или пластовой воды заметно увеличивают ее соленость. Поэтому в 'большинстве случаев по скважинам отмечается минерализация смеси вод, а не чисто конденсационной воды. Частота проб различной минерализации по хлор-иону при общем количестве проб 2148, принятом за 100%, следующая (в знаменателе дано процентное отношение). Содержание хлор-иона, г/л 0,001—0,01 0,01-0,1 о,1-1,0 1,0-10,0 >10 Число проб 152/7,1 846,39.4 707/32,9 252/11,7 193/8,9 Эти данные получены за май 1975 г. по шести газоконденсат- ным месторождениям. По-видимому, только 152 пробы, или 7,1% общего количества, можно считать истинно -конденсацион- ной водой. Поскольку конденсационные воды находятся в пластовых ус- ловиях в парообразном состоянии, то формирование их солевого состава и минерализации должно определяться процессами и за- кономерностями уноса минеральных солей водяным паром. Наличие свободной влаги (остаточной воды) в пласте позво- ляет считать, что пластовые водяные пары находятся в двухфаз- ной области диаграммы давление — объем. Явление растворимости минеральных солей в водяном паре подробно описано в литературе [42]. Следует отметить, что солесодержание водяных паров увели- чивается с ростом давления; при определенном давлении соли исходной воды характеризуются различной растворимостью в паровой фазе, т. е. имеет место селективный унос солей. Из сое- динений, образующих солевой комплекс конденсационных вод, наибольшей растворимостью в водяном паре обладает NaCi, за- тем в порядке убывания следуют CaCIs, Na2SO4, CaSO4. Надо полагать, что конденсационные воды в пределах одного месторождения характеризуются относительно стабильным со- 4* 99
Таблица 11 Вынос ультрапресной конденсационной воды при исследовании газовых скважин Месторождение Номер скважины Интервал перфорации, м Дата отбора пробы Диаметр штуцера, мм Содержа- ние хлор- иона, г/л Староминское 8 2055-2253 23/XI 1962 г. 11,0 0,0088 23/XI 1962 г. 14,0 0,0088 24/XI 1962 г. 16,0 0,0159 26/XI 1962 г. 18,0 0,0880 27/XI 1962 г. 20,0 0,0880 28/XI 1962 г. 22,0 0,0880 28/XI 1962 г. 24,0 0,0880 30/XI 1962 г. 26,0 0,0177 З/ХН 1962 г. 28,0 0,0088 Кущевское 22 1296-1351 16/11 1963 г. 13,0 0,0364 17/11 1963 г. 15,0 0,0087 18/11 1963 г. 15,0 0,0174 19/11 1963 г. 21,0 0,0087 21/11 1963 г. 18,0 0,0139 22/II 1963 г. 21,0 0,1390 23/11 1963 г. 24,0 0,0139 26/11 1963 г. 26,0 0,0347 6/Ш 1963 г. 26,0 0,0121 7/III 1963 г. 27,7 0,0121 8/III 1963 г. 27,7 0,0139 9/111 1963 г. 27,7 0,1390 9/1II 1963 г. 27,7 0,0104 15/111 1963 г. 29,0 0,0174 19/111 1963 г. 29,0 0,0174 20/1II 1963 г. 30,0 0,0156 2/1V 1963 г. 0,0174 2/1V 1963 г. 0,0121 8/1V 1963 г. 31,5 0,0052 12/IV 1963 г. 0,0139 12/IV 1963 г, — 0,0139 Ленинградское 4 2083-2176 3/IV 1963 г. 10,8 0,0052 4/1V 1963 г. 12,8 0,0052 5/IV 1963 г. 15,3 0,0052 6/IV 1963 г. 18,0 0,0052 8/IV 1963 г. 23,8 0,0052 9/IV 1963 г. 29,5 0,0052 11/IV 1963 г. 29.8 0,0052 13/IV 1963 г. 32,4 0,0052 15/IV 1963 г. 37,5 0,0052 17/IV 1963 г. 37,5 0,0052 I8/IV 1963 г. 48,0 0,0052 20/IV 1963 г. 69,0 0,0052 Староминское 32 2050-2170 15/VI 1975 г. 11,8 0,0053 I6/VI 1975 г. 14,5 0,0053 17/VI 1975 г. 16,3 0,0053 18/VI 1975 г. 19,1 0,0053 20/VI 1975 г. 25,8 0,0053 21/VI 1975 г. 21,9 0,0053 100
Таблица 12 Химический состав конденсатных вод газоконденсатных месторождений Краснодарского края Мес торожленне Содержание компонентов Нафтено- вые кислоты, мг-экв Плотное ть,' г/см* Тип НОДЫ по Сулину мг-экв мг/л CI- нсоз so|~ С.2+ Mg2+ Na+ + К+ 2 Вг— NH* Крыловское 0,20 0,4 0,09 0,40 0,20 0,09 1,38 - - - - Хлоридномагнпевый Каневское (ниж- ний мел) 0,70 0,8 0,12 0,42 0,50 0,70 3,24 Нет 9,0 1,0 1,0007 Переходный между сульфатпонатриевым и хлоридномагпиевым Ленинградское 0,39 1,2 0,22 1,11 0,31 0,29 3,62 - - - - ХлоридномагниевыЙ Майкопское (III горизонт) 0,40 0,2 0,28 0,60 0,50 0,73 3,66 2,13 Нет - 1,0000 Гидрокарбонатно- иатриевый Староминское 0,50 0,8 0,63 0,49 0,24 1,26 3,98 Нет 5,4 - - » Южно-Советское 0,30 1,6 0,17 0,71 0,46 1,17 4,14 Нет 12,6 - - » Сердюковское 0,80 2,0 0,30 0,50 0,29 2,31 6,20 - - - - > Челбасское 2,10 0,6 0,90 0,30 0,10 3,20 7,20 Нет 12,6 - 1,0000 > Примечание. При определении химических составов вод содержание ионов СО3 , J и В^"*” зафиксировано не было.
ставом. Однако ввиду их исключительно низкой минерализации примесь даже крайне незначительных объемов посторонних вод существенно изменяет их состав. Для гидрохимического контроля большее значение имеет не сам состав конденсационных вод (их минерализация по абсолютной величине крайне мала), а дина- мика их количества в единице объема газа в процессе разработ- ки залежи. В работе (121] на основании теоретических расчетов и экспе- риментальных данных делается вывод, что наблюдающаяся в практических условиях конденсация воды из природного газа в отличие от конденсации углеводородных жидкостей является результатом только снижения температуры, так как с термоди- намической точки зрения давление во всех встречающихся в на- стоящее время практических условиях системы природный газ — вода (водяные пары) находится в области нормального испаре- ния и конденсации. По мнению авторов, область нормального испарения и конденсации для системы природный газ — вода при 90° С находится в пределах от 0 до 630 кгс/см2, выше — область ретроградного испарения и конденсации. Если в течение всего процесса разработки система природный газ —вода оказывается в области прямого испарения, то для определения содержания конденсационной воды можно пользо- ваться стандартными графиками водосодержания в природном газе. Эти графики построены для случая насыщения газа, т. е. предполагается наличие в пласте свободной воды в жидком виде. Такая вода в пласте имеется (остаточная). При нарушении тер- модинамического равновесия в пласте в процессе разработки природный газ насыщается водяными парами за счет испарения капиллярно связанной воды. Стандартные графики влагосодержания подтверждаются в не- которой степени промысловыми данными. Так, например, на Ле- нинградском месторождении ежесуточно в течение пяти месяцев (1961 —1962 гг.) проводились тщательные замеры выносимой жидкости (в целом для месторождения). Дата замера . . . 1/IX 1961 г. Содержание кон- денсационной воды, г/м3.................. 2,2 1/X 1/XI 1/ХП 1/1 в Сред- 1961 г. 1961 г. 1961 г. 1962 г. нем 2,5 2,4 2,4 2,3 2,35 Начальным пластовым термодинамическим условиям Ленин- градского месторождения, согласно стандартному графику, со- ответствует содержание водяных паров 2,4 г/м3. В заключение следует отметить роль конденсационных вод в процессе эксплуатации месторождений. Эти воды играют ос- новную роль в процессе гидратообразования, а также способст- вуют проявлению электрохимической коррозии, выполняя роль электролита, уменьшают пропускную способность скважин, лро- J02
Рис. 24. Химический состав конден- сационных вод газоконденсатных месторождений. а — Ленинградское; б — Староминское; в—Каневское; г — Южно-Советское; д — Майкопское мысловых и магистральных газопроводов. Для очистки газа от водяных паров приходится строить специальные установки. Наи- более вредное влияние .конденсационные воды оказывают на процесс эксплуатации в период пониженного пластового давле- ния, когда пластовой энергии недостаточно для выноса их из ствола скважины. В некоторых случаях конденсационные воды являются основной причиной уменьшения производительности и даже прекращения работы скважин газоконденсатных место- рождений [13], тем самым уменьшая газо- н 'конденсатоотдачу пласта. ’Газы глубокозалегающих месторождений с высокими давле- ниями и температурами характеризуются повышенным содер- жанием конденсационных вод. Например, в газе Некрасовского газоконденсатного месторождения при 350 кгс/см2 и 144° С со- держится 16,3 г/м3, т. е. на каждые 100 тыс. <м3 газа приходится 103
более 1,5 т конденсационной воды. При годовой добыче газа 1 млрд, м3 будет извлекаться 'примерно 16 тыс. т. воды. Поэтому появляется проблема утилизации сточных вод. Задача осложня- ется тем, что в состав конденсационных вод входят фенолы. Законтурные воды. Законтурные пластовые воды обычно наи- более активны в inpouecce разработки месторождений, с ними связаны наибольшие осложнения — обводнение скважин, ухудше- ние условий их работы, трудности в эксплуатации промысловых коммуникаций, систем (подготовки газа, снижение объемов добы- чи и газоогдачи. Например, в залежь Ленинградского месторож- дения вторглись десятки миллионов кубометров законтурной воды и по состоянию на 1/1 1975 г. за фронтом вытеснения оста- лось порядка 17 млрд, м3 газа, или около 30% начальных запасов. Положительная роль законтурных вод заключается в под- держании пластового давления и в вымывании жидких углево- дородов, находящихся в пласте. На том же Ленинградском месторождении дополнительная добыча жидких углеводородов в результате вымывания их 'Пластовой водой оценивается в Таблица 13 Химический состав пластовых вод некоторых газоконденсатных месторождений Краснодарского края Месторождение Содержание МГ-ЭКН С|~ НСО“ соз“ so*- Са2+ Mg2 + Na++ К+ S Каневское (нижнкй мел) 320 8,8 Нет 0,51 3,70 2,20 323,41 658,6 Сердюковское 348 22,8 То же 1,62 12,2 9,19 351,03 744,8 Челбасское 397 16,0 » 3,87 20,0 2,00 394,87 833,7 Староминское 1050 4,0 > 2,48 103,0 45,00 908.40 2112,9 Ленинградское 1020 3,6 > 0,09 127,3 56,84 1019,50 2407,4 Продолжение табл. 13 Мес юрождение Содержание МГ.'Л ; Нафтеновые кислоты, мг-экя 0 S с Тич волы ио Сулину J- Вг“ В2+ NH4 Каневское 16,9 53,3 21,65 0,2 1,0133 Гидрокарбо- (нижний мел) Сердюковское 10,6 32,0 30,31 12,6 .1,0 1,0169 натнонатриевый То же Челбасское 25,4 61,8 12,99 27,0 Нет 1,0182 Хлоридно- Староминское 7,8 119,0 17,3 43,2 1,0416 кальциевый То же Ленинградское 7,6 120,2 25,97 47,7 0,3 1,0482 » 104
130 тыс. м3, т. е. более 10% объема выпавших в пласте тяжелых углеводородов. Законтурные воды в пределах одного водонапорного бассей- на могут отличаться разнообразным солевым составом. Их мине- рализация изменяется в широких пределах. Минерализация вод нижнемеловой водонапорной системы в границах Краснодарско- го края изменяется от 0,5 г/л в южной зоне бассейна до 50 и даже до 100 г/л в северной зоне. В связи с этим в зависимости от расположения месторождения в пределах рассматриваемой гид- родинамической системы залежи окружены водами различного солевого состава (табл. 13). Как следует из приведенных дан- ных, химический состав законтурных вод представлен двумя типами. В них в значительных количествах присутствуют микро- компоненты и NH4. Законтурные воды вокруг газовых залежей содержат растворенный газ. Например, в приконтурной зоне Ленинградского месторождения в 1 м3 воды растворено около 2 im3 газа. Выбор гидрохимических показателей Правильный выбор контролируемых показателей предопреде- ляет надежность и эффективность гидрохимического контроля. На газоконденсатных месторождениях Кубани гидрохимиче- ский контроль осуществляется в основном по содержанию ионов хлора в выносимой из скважин воде (87]. Содержание ионов хло- ра служит основным показателем солености воды, методика ко- личественной оценки его наиболее простая, а сопоставление солевого состава пластовых и конденсационных вод показывает, что наибольшее количественное различие в них имеется именно по ионам хлора (табл. 14). Анализ проб конденсационной и пластовой вод по месторож- дениям Краснодарского края (табл. 15) показывает, что в кон- денсационных водах отсутствует один или несколько микроком- понентов, в то время 'как в пластовых содержание нх значитель- но. Это характерно и для других районов. В табл. 16 и 17 Таблица 14 Сопоставление содержания компонентов в конденсационных и пластовых водах Солевой состав, г/л Конденсационная вода (19 проб), г/л Пластовая вола (4 пробы), г/л Кратность различна солевых составов С1- 0,0139—0,2275 29,5812—42,5520 130-3060 HCOf 0,0732-0,4392 0,2196-0,5490 2-7 so;" 0,0058-0,1263 0,0041—0,0247 0-30 Са2+ 0,0144—0,0866 0,1551-2,5515 2—170 Mg2 + 0,0026—0,0097 0,2943-0,6912 30-265 105
Таблица 15 Химический состав конденсационных пластовых вод газоконденсатных месторождений Кубани Место- рож генне Тип воды Плотность, г/см* Минера- лизация, Г/л г-экв/л Формула химического состава Содержание, мг/л Вг J В NH, нафтеновых кислот Ленин- градское Конденсационная Пластовая 1,0017 1,0485 1,24 0,038 69,47 2,407 3 SOg 2 (Na -7- K)47,5Cai,gMg016 Cl49,8HCOg|2 (Na + К)42,зСа5,зМ£2,4 3,2 120,2 Следы 7,6 Нет 26,0 3,7 47,7 0,3 0,3 Старо- минское Конденсационная Пластовая 1,0016 1,0430 0,16 0,003 60,26 2,086 C132,7HCO;6 3so! 0 (Na+K)3o,4M?io,8Ca8,s Cl49,8HCOg,SOS., (Na + K)42,sCa5,6MgI,9 Нет 120,0 Нет 8,5 Нет 17,3 7,2 36,0 — Кущев- ское Конденсационная Пластовая 1,00 1,0361 0,12 0,003 49,1! 1,693 HCOj, |4CI15,1SO^5 (Na+K)42,8Ca7,2 CUg.fiHCOj) 4 (Na + K)44,2Ca319Mgi,g 83,2 4,0 21 ,6 41 ,4 -
1 1 Канев- ские Конденсационная Пластовая 1,0007 1,0633 0,11 0,003 19,44 0,659 нсо24 7CI2i.f,SOj 7 (Кл + К)2116Мг15,4Са131о CI,8,6HCO^3SOj , (Na+K)49,]Ca0,6Mgft3 Нет 53,3 Нет 16,9 Нет 21,6 9,0 1 .0 0,2 Челбас- ское Конденсационная Пластовая 1,0014 1,0182 0,88 0,028 24,73 0,834 CI36,4HCO?110SO^B (Na4-K)44,2Ca3,6M^2,2 C147,5HCOji9SOj.- (Na+K)47,4Ca2,4Mgo,2 Следы 61,8 Нет 25,4 Нет 13,0 Нет 27,0 Нет Нет Березан- ское Конденсационная Пластовая 1,0010 1,0152 0,73 0,019 21,54 0,720 hco239i0so;5i8ci5,2 (Na4-K)26,9Ca20,3Mg2,8 Cl43,5HCO| 9coJ 5soJ j (Na+K)48,6Ca[,]Mg0j3 Нет 38,3 Нет 8,9 Нет 39,0 10,8 3,6 - Сердю- ковское Конденсационная 1,0000 0,23 0,006 HCO327Cl13,9SOj4 (Na+K)37,2Ca8,iMg4,7 - - - - - Пластовая 1,0169 22,24 0,745 CI.K.7HCO’ ,soj , (Na4-K)47iiCai17Mg1,2 32,0 10,6 30,3 12,6 1 ,о
Химический состав пластовых и конденсационных вод Номер сква- жины Интервал исследования м абсолютная глубина, м Возраст пород Дата отбора пробы Химический тип воды Минера- лизация, г/л П л а с т о 7 3462-3503 Ci 23/VIII 1968 г. Хлориднонат- риевый 243,7 3313-3354 13 3519-3550 3383-3415 C,V3 18/IV 1968 г. » 258,5 20 3480-3500 3381-3401 С1-Р1 28/111 1969 г. > 219,3 26 3528—3558 3372—3402 C1V3 15/VII 1969 г. э 243,1 9 3587-4014 3459-3886 Ci-Pi 12/VII 1974 г. » 260,8 Кондеисаии 7 2916-3215 С1-2 6/V 1971 г. Гидрокарбонат- нонатриевый 1,0 2779-3075 13 2920—3445 Cj—Pi 20/IV 1972 г. Хлоридногидро- карбонатный нат- риевый 0,8 2795-3310 20 3015-3274 С2 Pi 29/IV 1972 г. Гидрокарбонат- нохлоридный кэль- циевонатриевый 0,3 2921-3178 26 2972—3324 С2 Pj 28/1 1976 г. Гидрокарбонат- 0,6 2817-3168 нонатриевый 108
Таблица 16 Вуктыльского газоконденсатного месторождения Формула химического состава Содержа брома ние, мг/л йода Na Cl' Na Ca+Mg SO4'100 Cl Cl г Br в ы е воды ci49,8so40 2 252,0 5,0 0,85 5,7 0,45 589 (Na+K)42,4Cae,4Mgi,2 C149,8$Oq ,^0,1 612,0 12,7 0,86 5,8 0,38 258 (Na + K)42,7Oa516Mg1,7 Chg.sSO* 2 261,5 Нет 0,79 3,8 0,54 512 (Na4-K)39,6Ca8,2Mg2,2 данных CI4t),8SOo 2 255,7 8,9 0,89 7,0 0,56 578 (Na+K)42,7Ca5,3Mg,,0 CI49(8SOu 2 158,6 5,1 0,94 14,1 0,61 993 (N'a + K)4f>,7Ca3,iMg0j2 о и н ые воды HCO335 2Cln,8SO4.0 Отсут- ствует Отсут- ствует 3,97 13,7 25,70 - (Na+K)46,8Ca3,4 HCO?7 4Cl12,5SOj ! 3,51 7,1 1,01 (Na+K)43,8^33,5^62.7 C127,3HCO?9 9so| 8 0,96 1,0 15,43 (Na4-K)26,2Cai8,eMg5i0 HCOj1BCI5,2SOj 0 8,56 8,6 57,50 (Na+K)44,gCa2,6^62,6 109
Таблица 17 Химический состав вод Оренбургского газоконденсатного месторождения Но мер скважины Глубина отбора пробы, м Дата отбора Плотность волы, г/см* Минера- лизация, г/л г-Экв/л Формула химического состава Содержание, мг/л Вг 1 В nh4 Пластовые воды 22 1800 18/IX 1968 г. 1,1700 254,08 CI«,7SO«3 433 11,5 90 190 8,763 Na4i.5Ca5,f;Mg2,4Ko 5 31 1920 19/VI 1968 г 1,1514 222,84 CI«,,SOj 2НСО’ , боя 2,4 307 7,737 Na36,2Ca9[5 М g3,6^o,7 Воды, выноси м ы е эк сплуатациэнными скв а ж и н a и 171 7/VI 1976 г. 1,10 144,72 Cl49,8HCOo з 175,0 19,0 73,1 5,007 Naay.gCaio.aMgi’gKo^ 18.Д- 14/Ш 1976 г. 33,62 C12S.8HCO®,2 Нет [Энных 1,120 (Na4-K)49.iCa0i9 18.Д- 9/VIII 1976 г. 4,37 HCOj0 3Cl9,0SOj 7 Td 0,112 (Na-bK)41,9Ca5i4Mg2,7
приведены анализы вод по Оренбургскому и Вуктыльскому месторождениям. Вуктыльское месторождение. Пластовые воды здесь представ- ляют собой крепкие рассолы хлоридно-натриевого состава с минерализацией 219—266 г/л. Чистые конденсационные воды га- зовой залежи пресные (с минерализацией до 1 г/л) преимущест- венно гидрокарбонатноиатриевые; реже встречаются хлоридио- карбонатные кальииевоиатриевые и гидрокарбонатнохлоридные кальциевонатриевые воды. Вертикальная неоднородность в составе пластовых вод за- ключается в постепенном увеличении минерализации и измене- нии состава с глубиной. Но на глубине более 1000—1100 м в Верхне-Печорской впадиие в каменноугольных и иижнепермских отложениях содержатся только хлоридионатриевые рассолы с минерализацией от 50 до 266 г/л. Состав вод в этой зоне не изменяется, наблюдается только рост общей минерализации. Неоднородность вод каменноугольных и нижнепермских от- ложений по площади наблюдается на некоторых участках и свя- зана главным образом с гидродинамическими особенностями. Так, в районе Вуктыльского месторождения подошвенные воды отличаются от вод в законтурной скв. 9 (см. табл. 16), располо- женной -к западу от регионального сброса, играющего, по-види- мому, роль относительного экрана. Воды в скв. 9 сходны с водами южной части Верхне-Печорской впадины, где развиты эвапори- товые осадки. Поток подземных -вод направлен к северу и севе- ро-западу и участок скв. 9 испытывает на себе его влияние. Воды к востоку от регионального сброса не контактируют непосредст- венно с этим потоком. Они длительное время формировались в условиях относительной изоляции, что привело к их большей метаморфизации. Неоднородности в составе конденсационных вод не отмечено. Все изменения в их составе в процессе разработки залежи объ- ясняются смешением с другими флюидами (техническими жид- костями, в первую очередь — продуктами СКО, остаточными и пластовыми водами). Пластовые воды имеют повышенную концентрацию брома (до 612 мг/л) и йода (до 15 мг/л). Эти микроэлементы наряду с высокой минерализацией и степенью метаморфизации свиде- тельствуют о крайней затрудненности водообмена. По наличию в составе жидкостей, выносимых газовыми сква- жинами, только брома и йода нельзя однозначно судить о при- сутствии пластовых вод. Бром и йод содержатся также в продук- тах СКО, состоящих почти полностью из хлоридов кальция и магния и имеющих минерализацию более 100 г/л. Наличие брома и йода в продуктах СКО может объясняться переходом их в раствор при реакции соляной кислоты с породами. Поэтому принятая диагностика появления пластовых вод должна основы- ваться на нескольких показателях: общей минерализации жид- 11Г
Рис. 25. Динамика компонентного состава добываемой с газом воды в процес- се эксплуатации скв. 510 Оренбургского месторождения кости, ее составе, характерных отношениях, содержании микро- элементов. Описанный комплекс контролируемых показателей достаточно эффективен и позволяет уверенно опознавать пласто- вые воды в составе жидкостей, выносимых из скважин. Для повышения эффективности контроля необходимы регу- лярные отборы проб по всем скважинам, учет метанола в про- бах и замер количества выносимой жидкости. Оренбургское месторождение. В конденсационных водах Орен- бургского местзрождения отсутствуют такие микрокомпонеиты, как В, J н Вг. В лластовой воде их содержание достигает соот- ветственно 90; 2,4—-11,5, 433—607 мг/л. По сравнению с конден- сационной в пластовой воде содержание Са выше примерно в 80, Mg — в 70, SO4 — в 25, (Na4-К) —в 100 и С1 в 400 раз (см. табл. 17). Как возможные коррелятивы для определения начала обвод- нения скважии могут рассматриваться компоненты Na+, К+, С1_, Са2+, Mg2+, J-, В2+, которые обычно отсутствуют (за исключени- ем С1_ и Са2+)в солевом составе реагентов, закачиваемых в экс- плуатационные скважины в качестве ингибиторов гидратообра- зования и коррозии. Динамика изменения этих компонентов показана на примере скв. 510 (рис. 25). 112
Следует отметить принципиальную пригодность почти всех указанных компонентов в качестве коррелятив. Для (Na++K+) и С1~ характерно резкое увеличение минерализации при поступ- лении пластовой воды. Содержание Са выводе значительно мень- ше, чем С1~ и (Na+4-K+). Из рис. 25 видно, что в период с 14/П 1976 г. по 23/11 1976 г., т. е. в период поступления пластовой во- ды, содержание Са продолжало уменьшаться. Это свидетельст- вует о том, что Са2+ менее чувствителен .к процессу обводнения и не является достаточно надежным критерием. Количество ио- нов Mg2+ в пластовой воде невелико и при малых объемах посту- пающей из скважин воды почти не улавливается. Из-за незначи- тельного содержания J- в воде возможны неточности в выполне- нии анализов, поэтому по изменению содержания J- трудно определить момент начала обводнения скважин. Содержание В2+ удается определить только в случае поступления больших объемов пластовой воды (не менее 16 м3/сут). В качестве наибо- лее надежного жоррелятива можно рассматривать совместно (Na+ + K+) и С1~ с учетом поступления микрокомпонентов. На Оренбургском месторождении широко используется конт- роль за водопроявлениями по содержанию ионов калия (75]. По нашему мнению, после очистки призабойной зоны от продуктов СКО как наиболее надежный коррелятив можно рассматривать хлор-ион с учетом поступления микрокомпонентов, так как со- держание калия в пластовой воде примерно в 100 раз меньше чем хлор-ион?, Гидрохимический контроль по содержанию хлор-иона широ- ко применяется на месторождении Медвежье (23]. Таблица 18 Содержание фенолов в пластовых и конденсационных водах (по данным лаборатории гидрогеологии КраснодарНИПИнефти) Площадь Номер сква- жины Интервал перфорации, м Содержание фенолов, мг/л Примечание Митрофановская 3 3720-3724 8—15 Водяная скважина Усть-Лабинская 9 3386—3381 8-11 То же Краснодагестан- 995 1590—1540 0,12 » ская Самурская 7 2120—2170 0,6-8 » Некрасовская 19 3340-3351 67 Газовая скважина Двубратская 2 3440-3422 116 То же Бесскорбненская 2 2869-2850 1,55 Водяная скважина 1 2890-2874 65,8 Газовая скважина Советская 14 2436-2424 102 То же 10 2460-2456 13,8 Водяная скважина Ленинградская 3 2258-2245 0,1—0,18 То же Староминская 8 2253-2240 0,5 >
Содержание органических кислот в конденсационных водах и СО- Месторождение Тип месторождения Средняя глу- бина залегания продуктивного горизонта, м Число исследованных скнажнн Число анализов Тахта-Кугультин- ское Газовое 649 13 17 Казинское 875 1 1 Северо-Ставро- польское » 889 44 55 Уч-Кыр » 1025 1 2 Кущевское Газоконденсат- ное 1400 3 6 Каневское 1720 4 16 Северный Мубарек Газовое 1888 1 2 Ленинградское Газоконденсат- ное 2100 5 7 Староминское » 2125 7 10 Советское 2395 1 1 Крыловское » 2400 7 35 Майкопское, гори- зонт I 2500 8 19 Майкопское, гори- зонт П 2575 26 69 Березанское » 2650 37 127 Сердюковское » 2700 8 16 Майкопское, гори- зонт III 2750 34 108 Южно-Советское » 3025 7 18 Некрасовское » 3350 11 59 Усть-Лабинское » 3369 6 18 Ладожское > 3480 1 9 Соколовское » 3600 4 8 Митрофановское » 3686 3 8 Юбилейное » 4350 3 Мирненское 2700 16 32 Расшеватское » 2850 16 27 Интересно рассмотреть также некоторые дополнительные кор|релятивы, которые можно использовать при гидрохимическом контроле. Обычно конденсационные воды отличаются от пласто- вых отсутствием одного или нескольких микроэлементов, напри- мер, брома. Следовательно, (появление в смеси вод этого компо- нента может дополнительно указывать на поступление (пластовой воды, С этой же целью можно использовать то обстоятельство, что в составе конденсационных вод, извлеченных на поверхность, содержится значительно .больше органических .веществ (в част- ности фенола и бензола), чем в пластовых водах. Содержание фенолов н бензолов. По газовым месторождени- ям Северного Кавказа отмечается повышенное содержание 114
Таблица 19 в газе газовых и газоконденсатных месторождений Содержание органических кислот, мг'л Содержание СО, я газе, об. % муравьиная уксусная пропионовая масляная всего 2,5-23 4,3-57,0 До 10 До 12 6,8-102 0,3 2,1 40 0,30 0,30 42,7 0,1-9,0 0,15—53 0,10-3,6 0,1-4,17 0,45-69,77 0,4 __ 36,0 0,5 0,6 37,1 10-40 4-42 1-16 1-11 16-109 0,8 2.5-27,4 8-86 3,4-16,0 2,5-35 16,4-164,4 0,8 — 2,14 1,54 5,36 9,04 — 10-22 9-50 5-14 8,4-16 32,4-102 0,8 10,8-18,4 10-50 4-17 5-22 27,8-85,4 0,9 100 18 30 148 — 9,5—56 34-148 12-29 14-53 69,5-286 1.8 30-100 50-140 20-47 15,6-47 115,6-334 1,84 16,1-73 10,9-132 5,4-24 6,5-22 38,9-251 3,6 21-160 39-199 8,9-37 4,1-62 73-458 3,8 18—55 32-128 4-22 5-29 49—234 2,8 20-63 32-158 5,4-26 8,4-21 65,8-268 4.3 15—50 12,7-87 2-32 2,9-16 32,6-185 40—100 35-160 5-30 6-40 86-330 5,6 50-80 50 -140 5,6—26 7-24 112,6-270 5,8 48 13,9 18,3 5,2 85,4 6,0 9-50 30—103 10-38 10-35 59-226 20- 32 60—130 12-16 18-22 110-200 6,0 100 66-120 1,8-2,6 1,8-38 169,6—260,6 — 8-60 35-120 3,5—15 3,6-14 50,1-209 — 8,2-90 5,5-300 1,6-136 2,8-100 18,1-626 — (в десятки раз больше) бензолов и фенолов в конденсационных водах то сравнению с (Пластовыми (табл. 18). Это позволяет получить дополнительный критерий для опре- деления начала обводнения скважин. Содержание органических кислот. В табл. 19 приведены ус- редненные результаты определения содержания органических кислот (под органическими кислотами в данном случае подразу- мевается сумма уксусной, пропионовой н масляной кислот) в кон- денсационной воде и угольной кислоты в газе по месторождениям Северного Кавказа и некоторым другим районам страны1. Из 1 Материалы представлены зав. лабораторией по борьбе с коррозией СевКавНИИсаза А. А. Кутовой. 115
таблицы следует, что содержание органических кислот в продук- ции газовых скважин незначительно. Кроме того, наблюдается взаимосвязь между органическими кислотами в воде и СО2 в газе: чем больше СО2 в газе, тем больше органических кислот в водном конденсате. Видно также, что за некоторым исключе- нием с увеличением глубины залегания пласта в нем увеличива- ется содержание СО2 и органических кислот. В пределах площади каждого месторождения распределение органических кислот в конденсационной воде и СО2 в газе под- чинено определенной закономерности. По Березанскому место- рождению и горизонтам II и III Майкопского месторождения были ’Построены соответствующие карты. Оказалось, что зоны максимального содержания агрессивных компонентов (органи- ческие кислоты и СО2) приурочены к центральным наиболее повышенным частям залежей. Следует отметить, что низкомолекулярные карбоновые кис- лоты в большом количестве встречаются только на газоконден- сатных месторождениях. В газовых их либо нет, либо их содер- жание незначительно. Законтурные, воды газоконденсатных месторождений содержат органические кислоты в небольшом количестве, на газовых месторождениях в законтурных водах карбоновые кислоты отсутствуют. По-видимо.му, это можно ис- пользовать в качестве одного из признаков и для распознавания типа залежи, и как поисковый критерий. Таблица 20 Содержание органических кислот в пластовых водах газовых и газоконденсатных месторождений Месторождение Скважина Содержание органических кислот, мг/л уксусная пропионовая масляная всего Майкопское 10 3,87 9,50 4,05 17,42 11 7,02 Нет Нет 7,02 12 8,77 Нет Нет 8,77 Березанское 22 0,79 2,40 4,95 8,14 115 5,40 0,88 1,15 7,43 Сердюковское 27 7,20 6,36 3,07 16,63 Южно-Советское 19 12,70 2,04 2,97 17,73 В законтурных водах некоторых месторождений определялось количество растворенных органических кислот (та-бл. 20), кото- рое оказалось меньше, чем в пределах залежей в конденсацион- ных водах, причем с удалением скважин от контура оно умень- шалось. Особенно заметна указанная закономерность на Расше- 116
500 Содержание стронция, мг/я { О |7 | "♦ |2 | о | J Рис. 26- Зависимость содержания стронция от общей минерализации воды. Соды отложений: / —третичных; 2 — нижнемеловых; 3 — юрских
ватском газовом месторождении, где содержание органических кислот в центральной части залежи составляет свыше 500 мг/л, а за контуром — 15 мг/л и менее. Представляет также интерес использование для гидрохими- ческого контроля и таких микроэлементов, как Ba, Sr, Li, Мп, Al, Fe, Si, определяемых спектральным методом. На рис. 26, на- пример, приведена зависимость содержания Sr от общей мине- рализации воды. Контроль за процессом обводнения. Типы обводнения скважин Обводнение скважин служит одним из существенных призна- ков проявления упруговодонапорного режима разработки. Чем раньше будет зафиксировано начало обводнения скважины, тем скорее можно представить себе характер и масштабы обводнения н наметить необходимые меры для регулирования продвижения пластовых вод. В этом отношении гидрохимический метод конт- роля весьма удобен, так как позволяет следить за работой всех скважии при минимальных затратах времени и средств. При избирательном продвижении пластовых вод во многих случаях период от начала обводнения и до момента, при котором невозможно продолжать эксплуатацию скважин, растягивается на несколько месяцев, а иногда даже и на годы. В этих случаях нужно установить тип обводнения и выбрать наиболее рацио- нальные технологические режимы эксплуатации обводняющихся скважин. Безводная эксплуатация. В продукции скважии вместе с га- зом Присутствует только конденсационная вода (рис. 27, 28), иногда примеси технической. Эксплуатация только с конденса- ционной водой должна наблюдаться в начальной стадии разра- ботки залежи по всем скважинам, достаточно удаленным от контура. Фактически в процессе эксплуатации скважин конденсацион- ная вода выносится с незначительной примесью остаточных вод. Например, для условий месторождений Краснодарского края минерализация воды, выносимой из скважины, не превышает 1—2% минерализации пластовых вод (см. рис. 27, 28). Колебания в содержании ионов хлора по абсолютной вели- чине обычно невелики (0,02—0,08 г/л). Для такого роста содер- жания ионов хлора требуется вынос остаточной воды в объеме С,2 кг на каждые 100 тыс. м3/сут газа. Минерализация увеличи- вается в результате поступления вместе с потоком газа рыхло связанной или капиллярной воды. При значительных перепадах давления в 'Призабойной зоне может выпадать конденсационная вода вследствие эффекта Джоуля — Томсона. Она смешивается с остаточной водой и по мере накопления выносится. 118
Д (пачки Рис. 27. Параметры эксплуатации скв. 7 Ленинградского месторождения. / — содержание хлор-иона в воде; 2— месячная добыча газа; 3 — пластовое давление; 4 — периоды простоев скважины; A. S —периоды эксплуатации с пластовой водой; В — безводный период эксплуатации В первый период работы скважин может наблюдаться доста- точно стабильное повышенное содержание хлора в воде, выноси- мой из скважин, которое затем стабилизируется (см. рис. 28). Это связано с проникновением инфильтрата бурового раствора или технической воды в пласт, где они осолоняются остаточной водой, сохраняя подвижность. Кроме того, часто и сам буровой раствор обладает повышенной минерализацией по сравнению с конденсационной водой. В коллекторах с высокой проницаемостью инфильтрат может уходить в пласт на большее расстояние, чем в слабопроницае- мых, но осолоняется в незначительной степени, так как содержа- ние остаточной воды в коллекторах с повышенной проницаемо- стью обычно меньше, чем в слабопроницаемых. Последующие глушения скважины глинистым раствором приводят уже к менее заметному увеличению содержания хлора. Эпизодический вынос остаточной воды. Такие водопроявления характеризуются выносом воды повышенной минерализации, достигающей 50% минерализации пластовой контурной воды, что может быть вызвано захватом газовым потоком отдельных включений капиллярной воды, подтоком остаточной воды из не- 119
Рис. 28, Параметры эксплуатации скв. 28 Ленинградского месторождения. / — содержание хлор-иона в воде; 2 — месячная добыча газа; 3 — пластовое давление; 4— периоды простоев скважины; I, /I, III, IV, V— безводные периоды эксплуатации; А, Б, В, Г, Д — периоды эксплуатации с пластовой водой больших линз, подключением низкопроницаемых пластов с по- вышенной остаточной водонасыщенностъю. На газоконденсатных месторождениях Краснодарского .края почти по всем действующим необводненным скважинам отмеча- ется эпизодическое изменение содержания ионов хлора. 120
900 6 800 J 700 ^600 500 ( ООО ъбОО 200 00 О 200 000 600 800 1000 1200 КОО ’ООО 1000 ''ООО 2200 вре^.ч,': Рис. 29. Динамика минерализации конденсационной воды при эпизодическом выносе остаточной воды (скв. 3 Березанского месторождения, минерализация пластовой воды по хлор-иону 12 г/л) Необходимо подчеркнуть, что при выносе даже небольших объемов остаточной .воды существенно растет минерализация конденсационной. Так, увеличение содержания ионов хлора в 50 раз (от 0,02 до 1 г/л) для условий Ленинградского месторож- дения требует выноса на 100 тыс. м3 газа всего лишь 6 кг плас- товой воды (условно считаем минерализацию остаточной воды равной 'пластовой, МПл = 42 г/л). Поэтому эпизодическое увели- чение содержания ионов хлора в конденсационной воде в 50 и даже 100 раз (от 0,02 до 1—2 г/л) закономерно, особенно для слабопроницаемых коллекторов с повышенным содержанием остаточной воды. На рис. 29 показан эпизодический вынос остаточной воды из скважины, эксплуатирующей один высокопродуктивный пласт незначительной мощности. После осушки призабойной зоны вы- нос остаточной воды заметно сокращается (под осушкой понима- ется как процесс прямого испарения, так и механический унос остаточной воды газовым потоком). При эксплуатации скважин, дренирующих несколько пластов с различными коллекторскими свойствами, осушка призабойной зоны продолжается в течение более длительного времени. Эксплуатация скважин при существенных депрессиях на пласт сопровождается выносом конденсационной воды повышен- ной минерализации. Это объясняется, во-первых, тем, что .пло- хие коллекторы насыщены остаточной водой в большей степени, чем хорошие, а во-вторых, тем, что механический унос остаточ- ной воды прямо пропорционален квадрату скорости газового потока. На Каневском н Челбасском месторождениях несколько скважин (Каневское — скв. 11, 13, 38; Челбасское — скв. 5, 6, 8, 10, 28, 31, 32, 40) работало с депрессией на шла ст порядка 25 кгс/см2. По этим скважинам отмечалось .повышенное содержа- ние ионов хлора. В наибольшей степени это относится к скважи- нам, дренирующим трещиноватые триасовые отложения (сов- 121
Таблица 21 Исследование скв. 38 Каневского месторождения Продолжительность работы на режиме Депрессия, кгс/см’ Деби г газа, тыс. м»/сут Содержание ионов хлора, г/л 3 ч 10 мин 24 35 Не замерено 2 ч 50 мин 50 81 0,50 2 ч 15 мин 63 94 0,57 2 ч 20 мин 76 102 1,15 2 ч 30 мин 39 63 0,14 местно с нижнемеловыми или отдельно), остаточная водонасы- .щенность которых больше водонасышенностн коллекторов нижнего мела. Это подтверждается, например, данными исследования скв. 38 Каневского месторождения, дренирующей триасовые отложения. Исследования .были проведены 26—28/1 1965 г. (табл. 21) до начала поступления пластовой воды в скважину (текущее плас- товое давление в этот период составляло 148 кгс/см2). Данные исследования показывают, что даже при очень высо- ких депрессиях содержание ионов хлора не превышает 1,1 г/л, что говорит о выносе незначительного количества остаточной воды (примерно 20 кг/сут). Для каждой конкретной скважины существует определенный градиент давления, при котором начинается вынос значительно больших объемов остаточной воды. По скв. 5 Челбасского мес- торождения депрессии 26 кгс/см2 соответствовало содержание ионов хлора 0,04—0,08 г/л, а депрессии 47 кгс/см2 — 1—2,5 г/л. По скв. 38 Каневского месторождения при депрессии 63 кгс/см2 содержание ионов хлора составляло 0,57 г/л, а при 75,5 кгс/см2 — в два раза больше (1,15 г/л). Следовательно, между депрессией и выносом остаточной воды существует нелинейная зависимость, знание которой позволяет более правильно интерпретировать данные по минерализации выносимой из скважины воды, причем эта зависимость может изменяться в процессе разработки. Стабильный вынос остаточной воды. В некоторых случаях вынос остаточной воды в процессе эксплуатации скважии носит относительно стабильный характер н продолжается длительное время. Практика эксплуатации позволяет выделить четыре типа такого поступления остаточной воды. 1. Поступление воды из водонасыщенных целиков в пределах газовых залежей и зон с повышенной водонасыщениостью. 2. Продвижение к забоям скважин остаточной воды при по- вышенной водонасыщенности .коллекторов. 3. Вытеснение остаточной воды контурной с образованием оторочки из остаточной .воды. 122
4. Отжим воды из глинистых пластов, примыкающих к газо- носным пластам или находящихся в пределах газовой залежи. Целики с остаточной водой. На Березанском месторождении в начальный период эксплуатации были отмечены признаки не- обычного обводнения, выразившиеся в стабильно повышенном содержании ионов хлора по некоторым скважинам, расположен- ным в основном в купольной части структуры, и существенном росте объемов воды (общее содержание воды в добываемом газе увеличилось более чем в два раза) К этому времени из залежи было отобрано 4,97 млрд, м3 газа, т. е. немногим более 10% на- чальных запасов. Анализ обводнения Березанской залежи был затруднен тем обстоятельством, что индивидуальные замеры жидких продук- тов по скважинам ие выполнялись, а общее количество посту- пившей воды распределялось примерно пропорционально деби- там скважин по газу. По отдельным скважина.м имелись данные только по динамике содержания ионов хлора в воде. По содержанию ионов хлора скважины Березанского «промыс- ла были разделены на следующие три группы. 1. Группа I — скважины, расположенные на повышенных частях структуры, по которым не было отмечено никаких .при- знаков обводнения. Содержание ионов хлора колебалось от 0,041 до 0,151 г/л, составляя в среднем 0,071 г/л. 2. Группа II — скважины, расположенные в приконтурной зоне месторождения, а также работающие с большими депресси- ями, по которым было отмечено относительно .повышенное содер- жание хлора в поступающей из скважины воде. По ним содержа- ние ионов хлора колебалось от 0,053 до 0,358 г/л, составляя в среднем 0,147 г/л. 3. Группа III — скважины, по которым наблюдалось аномаль- ное содержание ионов хлора, достигавшее иногда 8—9 г/л. Ми- нерализация по ионам хлора чистой пластовой воды по Березан- скому месторождению составляет примерно 12 г/л. Для группы III характерно то, что самые первые анализы воды, отобранные из скв. 7, 54, 60, 57 (рис. 30), показали резко повышенное содержание хлор-иона (более 5—7 г/л). Было вы- сказано предположение, что поступающая на забой скважин пластовая вода могла быть либо пластовой из нижнемеловых отложений (избирательное.продвижение), либо из вышележащих водоносных горизонтов (нарушение в обсадной колонне или пло- хой цементаж), либо в продуктивном горизонте присутствуют отдельные изолированные пропластки, насыщенные остаточной водой. Детальная корреляция пачек продуктивного горизонта Бере- занского месторождения выявила, что в нижней части четвертой 1 Описанные исследования были выполнены В. И. Соломатиным и одним из авторов книги. 123
МО Время, сут Рис. 30. Динамика минерализации при поступлении на забой скважины «Цели- ковой» остаточной воды. а— скв. 60 Березанского месторождения; б — скв. 40 Челбасского месторождения пачки, приуроченной к зонам выклинивания коллекторов, имеет- ся водоносный пропласток, образующий своеобразный «карман» пластовой воды, защемленной газом в процессе формирования Березанской залежи. Таким образом было выяснено, что обвод- нение скважин на Березанском месторождении носит двоякий характер — обычное обводнение пластовой контурной водой и обводнение «целиковой» остаточной водой. В последующем скважины этого месторождения, обводнявшиеся в свое время «целиковой» остаточной водой, давали безводный газ; минера- лизация воды, выносимой из скважины, составляла 0,3 г/л. На рис. 30, а показана динамика выноса «целиковой» остаточной воды при эксплуатации скв. 60 Березанского месторождения, дренирующей терригенный пласт небольшой мощности. Динами- ка содержания ионов хлора отличается резко повышенной мине- рализацией (до 70—80% минерализации пластовой воды) в на- 124
чале эксплуатации скважин, периодическими колебаниями и последующим стабильным снижением в процессе эксплуатации. При ограниченном запасе упругой энергии водонасыщенного пропластка количество поступающей остаточной воды умень- шается. Если скважина не попадает непосредственно в зоны «целико- вой остаточной воды» или в зоны с повышенной водонасыщенно- стыо, то минерализация выносимой воды может быть сначала несколько увеличенной, а впоследствии заметно возрасти за счет подтока «целиковой» воды. Так, по скв. 8 Челбасского месторождения, дренирующей и триасовые отложения с повышенной водонасыщенностью, с на- чала эксплуатации наблюдалось содержание ионов хлора (до 2—3 г/л), которое затем возросло до 8—9 г/л. Следует отметить, что дебит скв. 8 был очень незначительным — всего 20 тыс. м3/сут, и поэтому для увеличения содержания ионов хлора даже до 10 г/л требовалось лишь около 80 кг пластовой 1воды. Таким образом, вынос остаточной воды с потоком газа и при- ток остаточной воды резко отличаются как по абсолютной вели- чине, так и по продолжительности проявления (эпизодическое и стабильное). Зоны с повышенной водонасыщенностью. Вынос остаточной воды из зон с повышенной водонасыщенностью был отмечен на Челбасском и Каневском месторождениях по скважинам, вскрыв- шим трещиноватые коллекторы триаса, подстилающие основную нижнемеловую залежь. Повышенное содержание ионов хлора с начала эксплуатации отмечено по скв. 40 Челбасского месторождения (см. рис. 30, б). Скажина работала с депрессией порядка 40 кгс/см2. Медленное снижение содержания ионов хлора по этой скважине свидетель- ствует о значительном упругом запасе остаточной воды. Кроме того, эти воды приурочены к трещиноватым породам триаса, что облегчает приток вод к забоям скважин. Тенденция к общему снижению содержания ионов хлора объясняется ухудшением ус- ловий притока за счет увеличения расстояния до забоя скважин. Нужно отметить, что по мере выноса остаточной воды из при- забойной зоны в трещиноватых коллекторах триаса, содержа- щих п газ, улучшаются условия притока газа за счет снижения коэффициентов фильтрационного сопротивления. С этим, в част- ности, было связано и увеличение рабочих дебитов по скв. 40. Газовые залежи с повышенной остаточной водонасыщенно- стью. Вытеснение остаточной воды наблюдается при разработке эоценовой газовой залежи Каневского месторождения, приуро- ченной к коллекторам с высокой остаточной водонасыщенностью, достигающей 62—68%. Здесь даже в скважинах, расположенных в центре залежи, при пуске в эксплуатацию сразу же получали воду высокой минерализации по хлор-иону (1—6 г/л). Вначале предполагали, что высокая остаточная водонасыщенность спо- 125
собствует быстрому внедрению в залежь контурной и подошвен- ной вод. Однако исследования показали, что в новых скважинах добывается часть остаточной воды, о чем свидетельствуют кор- реляционные зависимости минерализации воды по хлор-нону от суммарной добычи газа и времени эксплуатации скважин до от- бора проб воды (рис. 31, 32). Результаты исследования проб воды по всем скважинам за декабрь 1975 г. показывают, что минерализация воды по хлор- иону с ростом суммарной добычи газа закономерно уменьшается (см. .рис. 31). С увеличением периода эксплуатации скважин ми- нерализация добываемой воды по содержанию хлор-иона умень- шается (см. рис. 32). Таким образом, при отсутствии подтока контурных или по- дошвенных вод остаточная водонасыщенность пласта в приза- бойных зонах снижается и минерализация добываемой воды падает. Отбор части остаточной воды подтверждается корреля- ционной зависимостью минерализации добываемой воды от рас- стояния середины фильтра до газоводяного контакта (рис. 33). В слабопроницаемом коллекторе эоценовой залежи за счет действия капиллярных сил переходная зона значительна по вы- соте. Поэтому при прочих равных условиях из интервалов, бли- же расположенных к ГВК, остаточной воды будет извлекаться больше, а следовательно, минерализация добываемой воды бу- дет выше. Вынос остаточной воды подтверждается и анализом динами- ки фактической и теоретической влагонасыщенности пластового газа горизонта I эоценовой залежи Каневского месторождения (рис. 34). В первые восемь месяцев эксплуатации двух скважин фактическая влагонасыщенность превышала теоретическую из- за выноса остаточной воды. Затем в течение года фактический выход воды соответствовал теоретической влагонасыщенности. Ввод в эксплуатацию новых скважин характеризуется увеличе- нием минерализации добываемой воды в результате выноса оста- точной воды из недренируемых зон. Значительный вынос части остаточной воды наблюдается также на Мирненском газоконденсатном месторождении [34J^ нижнемеловые залежи которого приурочены к слабопрошшае- мым коллекторам с высокой остаточной водонасыщенностью, составляющей 66% по горизонту II и 49% по горизонту IV (табл. 22). Для этого месторождения характерен постоянный рост удель- ного выхода воды, превышающего теоретическую влагоемкость газа при текущих термодинамических условиях в пласте, осо- бенно в последние годы эксплуатации, что частично связано- с выносом остаточной воды (см. табл. 22). При определенных условиях возможно вымывание части ос- таточной воды из пласта вследствие вытеснения ее пластовой водой. Это было подтверждено данными эксплуатации скв. 81. 126
2.1 Рис. 31. Зависимость минерализации воды по хлор-пону от суммарной добы- чи газа. Скважины. I — эксплуатационные: 2 — обводнявшиеся. 197/ Ввод скважин в эксплуатацию [ о | 1 | * 12 Рис. 32. Зависимость минерализации воды по хлор-иону от времени ввода скважин в эксплуатацию. /, 2 — см. обозначения рис. 31
Рис. 33. Зависимость минерализации воды по хлор-иону от расстояния середи- ны фильтра до ГВК (Z). 1,2 — см. обозначения рис. 31 Рис. 34. Зависимость влагонасыщенности газа от времени эксплуатации по горизонту I Каневского месторождения. / — число действующих скважин (ла); 2— й^ф. г/м’; 3— W(, г/м’ 128
Некоторые параметры разработки Мирненского газоконденсатного месторождения Готы Головая добыча Накопленная добыча У дельный ВЫХОД 33 1 о 1 Удельный вы- ход с начала разработки г И 3 . О 2 х н 3 S и г 2 S 2 . О 2 К ОН 1СНСЛ- га, г/м’ пи ды. I с м ' / м ’ 1968 0,015 0,05 0,015 0,05 3,3 3,3 1969 0,602 0,2 6,0 0,617 0,2 6,0э 0,33 10,0 0,32 9,8 1970 2,633 22,5 26,7 3,25С 22,7 32,8 8,5 10,1 7.0 11.9 1971 4,274 54,8 115,2 7,524 77,5 148,0 12,8 27,0 10,3 19,7 1972 4,938 72,4 135,4 12,462 149,9 283,4 14,7 27,4 12,0 22,7 1973 5,107 84,6 228,6 17,569 234,5 512,2 16,6 44,8 13,4 29,2 1974 4,152 88,3 232,2 21,721 322,8 644,4 21,3 55,9 14,9 29,7 1975 3,158 80,2 312,8 24,879 403,0 957,2 25,4 99,0 16,2 38,5 1976 2,289 77,0 335,0 27,168 480,0 1292,2 33,6 146,4 17,7 47,6 Ленинградского месторождения [85], из которой почти ежеднев- но отбирались пробы воды с 23/V по 23/VIII 1972 г. Отмечена полная идентичность химического состава воды в 63 пробах. Раньше ни на одном из газовых месторождений Краснодарского края не получали воду одинакового состава в течение столь продолжительного периода. Скважина эксплуатировалась со значительным количеством пластовой волы с увеличившейся до- лей последней в продукции. К концу эксплуатации общая добы- ча пластовой воды составила почти 50 тыс. м3. При этом рыхло связанная остаточная вода, по-видимому, оказалась почти пол- ностью вымытой из порового пространства. В небольших количествах остаточная вода выносится на по- верхность в паровой фазе, так как при снижении внутрипорового давления происходит ее испарение. На месторождениях с высо- кой температурой пласта при снижении пластового давления испарение остаточной воды будет более значительным. Разработка залежей с высокой начальной водонасыщенно- стью приводит к извлечению большего количества остаточной воды, чем из залежей, приуроченных к высокопроницаемым кол- лекторам. Отжим остаточной воды. Механизм вытеснения остаточной воды из порового пространства низкопроницаемых и глинистых пород в дренируемые высокопроницаемые обусловлен возникно- вением больших градиентов давления между глинистыми низко- проницаемыми породами, с одной стороны, и дренируемыми коллекторами — с другой (табл. 23). Градиенты давления воз- никают в связи со снижением внутрипорового давления в про- дуктивных пластах при разработке газовых залежей на истоще- 5—1939 129
Таблица 23 Некоторые параметры разработки газовых месторождений Краснодарского края на 1/1 1977 г. Мес сорожденне Дата ввода в разработку Период разра- ботки, Глубина залежи, м Горное давле- ние , кгс/см’ Внутрнпоровое (пла- стовое) давление, кгс/см2 Вертикальное напря- жение на скелет породы, кгс/см’ Условная глубина залежи, м Условное погружение заложи, м Период, соответст- вующий условному погруже- нию *, млн. лет начальное текущее началь- ное теку- щее рост Ладожское (сармат) IV 1970 г. 6,7 950 218 97 82 121 136 15 1060 110 5 Кущевское I 1962 г. 14,9 1400 322 150 67 172 255 83 1980 580 29 Каневское (нижний мел) VII 1958 г. 18,4 1720 396 187 49 209 347 138 2680 960 48 Ленинградское XII 1958 г. 18,0 2100 483 226 45 257 438 181 3380 1280 64 Староминское XI 1961 г. 15,1 16,3 2125 489 227 45 262 444 182 3440 1315 65 Челбасское VIII 1960 г. 2200 506 227 50 279 177 3520 1320 66 Крыловское Майкопское: XII 1963 г. 13,0 2400 552 251 145 301 407 106 3140 740 37 горизонт I XI 1960 г. 16,1 2500 575 266 51 309 524 215 4050 1550 77 горизонт II XI 1960 г. 16,1 2575 592 280 32 312 560 248 4330 1755 88 горизонт III I 1961 г, 15,9 2750 632 392 32 330 600 270 4630 1900 95 Березанское 1 1963 г. 13,9 2650 609 282 29 327 580 253 4470 1820 91 Сердюковское VIII 1962 г. 13,3 2700 621 282 63 339 558 219 4310 1610 80 Бесскорбненское XII 1970 г 6,0 2850 655 290 52 365 603 238 4680 1830 91 Южно-Советское (нижний мел) XII 1966 г, 10,0 3025 696 310 124 386 572 186 4400 1375 68 Некрасовское IX 1965 г. 11,2 3350 770 356 63 414 707 293 5480 2130 106 Ловлинское III 1974 г. 2,7 3675 845 350 192 495 653 158 5060 1385 Кавказское XI 1969 г. 7,1 3700 851 374 110 477 741 264 5740 2040 102 Юбилейное XII 1969 г. 7,0 4350 1000 438 305 562 695 133 5380 1030 51 равноРоД)2°м заЛ°00Нлет погруження залежей определялся из расчета средней скорости осадконакопления для геосинкллнальмых областей,
ние, причем по мере эксплуатации они растут, достигая но неко- торым месторождениям значений, превышающих начальный градиент давления даже для глин [66]. При сопоставлении с природными геологическими процесса- ми увеличение вертикального напряжения на скелет породы (см. табл. 23) равнозначно его росту при погружении ловушек на глубины от 110 до 2130 м за короткий период разработки зале- жей — 7 и И лет. В природе для погружения осадочных толщ на эти же глубины потребовалось бы соответственно от 5 до 106 млн. лет. При таких градиентах давления часть флюидов отжимается в дренируемые коллекторы. По-видимому, повышение минерализации добываемой воды по чисто газовым скважинам вызывается не только увеличением депрессии и выносом рыхло связанной воды, но и в некоторых случаях отжимом флюидов из низкопроницаемых прослоев. Обводнение скважин «чужой» водой. В эксплуатируемую скважину может поступать «чужая» вода из выше- и нижележа- щих водоносных горизонтов либо по техническим причинам, ли- бо по тектоническим нарушениям. Такое обводнение характеризуется стабильным увеличением минерализации воды, выносимой из скважины, в результате роста перепада давления между местом притока и призабойной зоной скважины. «Чужая» вода может поступать и в остановлен- ную скважину. В этом случае остановка скважины способствует растеканию «чужой» воды в дренируемые интервалы. А если «чужая» вода /поступает в скважину из неразрабатываемого го- ризонта, то объем ее увеличивается во времени (при неизменных условиях эксплуатации). «Чужая» вода сглаживает периодиче- ские колебания в минерализации, присущие обычной работе скважин. Примером может служить скв. 10 Челбасского место- рождения, находящаяся в сухой зоне залежи и дренирующая нижнемеловые отложения, в которых отсутствует свободная ос- таточная вода (рис. 35). В процессе эксплуатации был зафикси- рован рост содержания хлор-иона от 0,2 г/л в начальный период (1961 г.) до 5 г/л в 1967 г. и до 14—15 г/л в 1970 г. Содержанию хлор-иона 5 г/л соответствует приток пластовой воды, равный примерно 400 кг на 100 тыс. м3. Дебит скважины за указанный период снизился с 240 до 60 тыс м3/сут. Здесь наиболее вероятно поступление «чужой» воды, по-вндимому, из водоносного гори- зонта верхнемеловых отложений, так как минерализация выно- симой воды в последний период (13—15 г/л) превышала мине- рализацию пластовой воды нижнемеловых отложения (~ 12 г/л), дренируемых скважиной. Таким образом, обводнение скважин «целиковой» остаточной водой существенно отличается от обводнения «чужой» водой: в первом случае наблюдается стабильное снижение минерализа- ции воды, а во втором — стабильное увеличение. 5’ 131
Рис. 35. Динамика минерализации при поступлении в скважину «чужой» воды из выше- или нижележащих водоносных (обводненных) горизонтов (скв. 10 Челбасского месторождения) Обводнение пластовой контурной или подошвенной водой. Продвижение пластовой воды в пределах газовых залежей мо- жет быть фронтальным и локальным. Первое определяется в ос- новном глубиной общей депрессионной воронки всей залежи или части ее, второе — глубиной воронки вокруг отдельной эксплуа- тационной -скважины. Фронтальное продвижение воды характеризуется резким по- вышением минерализации воды, поступающей из скважины, за короткий промежуток времени. По скв. 2, 4, 12 Ленинградского месторождения минерализация по хлор-иону увеличилась в 300— 400 раз за 15—20 дней, а по скв. 5 — в 5000 раз за 25 дней. По скв. 31 Староминского месторождения увеличение минерализа- ции в 180 раз произошло за 5 дней, а по скв. 8 в 1000 раз — за 15 дней. Возможно, что если бы отборы проб проводились чаще, чем это делалось, то зафиксированные темпы нарастания мине- рализации могли оказаться еще выше. Такой резкий скачок минерализации свидетельствует о фор- сированном приближении фронта газ—вода, которое изменением режима работы отдельной скважины, по-видимому, предотвра- тить невозможно. Поэтому для обводнения фронтального типа объемы поступающей пластовой воды могут расти даже при сни- жении дебитов скважин. Резкий скачок минерализации особенно типичен для скважин, дренирующих высокопроницаемые выдержанные пласты при яв- но выраженном упруговодонапорном режиме, такие, как вторая пачка Ленинградского месторождения. При этом, если скважи- на дренирует несколько пластов, то скачок минерализации тем больше, чем более мощный пласт обводняется. 132
Таблица 24 Динамика содержания хлор-иона в добываемой с газом воде Мес горож пение Номер скнажинн Дата отбора пробы Содержание хлор-иона, г/л Ленинградское , 48 11/IX 1969 г. 1/II 1963 г. 14/11 1963 г. 25/II 1963 г. 10/III 1963 г. 21/III 1963 г. 31/111 1963 г. 17/IV 1963 г. 15/V 1963 г. 27IV 1963 г. 27/VIII 1963 г. 28/VIII 1963 г. 0,042 9,374 0,627 0,919 1,286 1,694 1,860 0,537 5,768 12,864 27,742 28,705 Березанское 19 24/VIII 1965 г. 15/1 1966 г. 17/1 1966 г. 12/11 1966 г. 27/П 1966 г. 30/III 1966 г. 0,026 0,137 0,275 1,497 1,548 9,981 Локальное обводнение. Здесь содержание хлор-иона от сотых долей грамма на литр до десятых и целых, т. е. до 3—5% мине- рализации чистой пластовой воды (для условий месторожде- ний Краснодарского края) повышается более плавно и в течение значительного периода, иногда нескольких месяцев (табл. 24). Динамика роста минерализации существенно зависит от сте- пени неоднородности пласта, во многом определяющей избира- тельный характер продвижения воды. С точки зрения возможности долгосрочного прогнознроваиия обводнения особый интерес представляет правильная интерпре- тация увеличения минерализации от 0,02 до 1 г/л, что в некото- рых случаях можно зафиксировать задолго до полного или час- тичного обводнения скважин. Подобное повышение содержания хлор-иона может быть вызвано, в принципе, следующими основ- ными причинами. 1. Постепенным ростом количества выносимой остаточной воды за счет увеличения градиента давления или отжимом оста- точной воды из глинистых .прослоев, находящихся как в кровле, так и в самом разрезе продуктивного горизонта. 2. Избирательным продвижением контакта газ — вода. От- дельные языки пластовой воды могут намного опережать основ- ной фронт обводнения по наиболее проницаемым и дренируемым пропласткам незначительной мощности. 133
3. Опережающим, по сравнению со скоростью движения ос- новного газоводяного .контакта, продвижением солей хлора к забоям действующих скважин. Первая причина не может служить убедительным объясне- нием постепенного нарастания содержания хлор-иона, так как градиенты давления увеличиваются по всему пласту, а нараста- ние содержания хлор-иона отмечается лишь по отдельным сква- жинам, которые через некоторое время обводняются. Допуще- ние о существенном опережении продвижения пластовой воды по отдельным маломощным пропласткам более правдоподобно. Для того чтобы содержание хлор-иона в воде, выносимой из скважин, повысилось от 0,02 {минерализация по хлор-иону чис- той конденсационной воды) до 0,1 г/л, т. е. в пять раз, необхо- димо, чтобы при суточном дебите 100 тыс. м3 поступило всего 0,5 кг пластовой воды, минерализация которой по хлор-иону рав- на 42 г/л. Увеличение же минерализации от 0,02 до 1 г/л, т. е. в 50 раз, требует при том же дебите выноса примерно 6 кг пластовой воды. А если учесть смешивание пластовой воды с ос- таточной, минерализация которой зачастую выше минерализа- ции пластовой воды, то необходимый приток воды может ока- заться еще меньше. Предположим, что пластовая вода поступает только из одно- го пропластка. По формуле Дюпюи для радиального притока в круговом пласте дебит воды, равный 6 кг/сут (ц = 0,25 сП), можно получить при депрессии 10 кгс/см2 из пропластка прони- цаемостью 1 Д и мощностью менее 1 мм. По-видимому, фактиче- ская мощность обводняющегося пропластка должна быть боль- ше расчетной, так как расчет проводился для кругового пласта, а приток воды происходит в секторе с небольшим углом. Однако несомненно, что мощность обводняющихся пропластков должна быть весьма незначительной (порядка 1 см) и это вполне реаль- но. На Ленинградском месторождении, например, 'мощность отдельных выдержанных прослоев колеблется от нескольких сан- тиметров до нескольких метров, а проницаемость — от сотен миллидарси до 9 Д. В разрезе хадумской залежи Северо-Ставропольского место- рождения отмечены выдержанные пропластки еще меньшей мощ- ности — всего лишь несколько миллиметров. Для условий Каневского месторождения увеличение минера- лизации от 0,02 до 1 г/л требует притока примерно 40 кг пласто- вой воды и, следовательно, мощность обводняющегося пропласт- ка возрастет по сравнению с Ленинградским в семь раз. Рассчитывая же мощность пропластка для других условий, например, меньшей депрессии и проницаемости, можно получить уже мощности сантиметрового порядка и более. Таким образом, опережающее обводнение пластовой водой по выдержанным ма- ломощным пропласткам в принципе не исключено. Однако объ- яснить этим фактором увеличение содержания хлор-иона в. 134
п 200 ООО 500 800 ЮОО 1200 WOO НзОО 1800 2000 2200 2h00 2600 Время, суш Рис. 36. Динамика минерализации воды при опережающем избирательном про- рыве пластовых контурных вод по маломощному пропластку (скв. 9 Челбас- ского месторождения) пять—десять раз, на наш взгляд, невозможно, поскольку в этом случае речь идет уже об опережающем продвижении вод в пропластках с микронной мощностью, что маловероятно. На рис. 36 показано изменение содержания хлор-иона в про- дукции обводнившейся скв. 9 Челбасского месторождения, ,по которой в начальный период эксплуатации наблюдалось увели- чение минерализации (по сравнению с конденсационной водой) в два, три, пять и десять раз. По-видимому, такой незначительный рост минерализации во- ды можно объяснить совокупностью двух следующих факторов. 1. Продвижением пластовой воды по маломощным выдер- жанным пропласткам в виде узкого 'клина и в смеси с газом. 2. Повышением минерализации паровой фазы вследствие се- лективного уноса солей хлора на границе газ —вода и десорб- ции хлора газовым потоком из жидкой фазы при прорыве защем- ленного газа. Таким образом, период обводнения скважины можно разбить на три последовательных этапа. 1. Приток к забою скважины водяных паров с повышенным солесодержанием. 2. Приток газированной жидкости. 3. Приток пластовой воды. Итак, в пластовых условиях может происходить существен- ное опережение основного фронта газ — вода по отдельным ма- ломощным выдержанным, достаточно проницаемым и дрениру- емым пропласткам. Опережающее продвижение, возможно, про- исходит в жидкой и газообразной фазах, причем оно характерно для 'выдержанных пластов, представленных совокупностью пропластков различной проницаемости и мощности. Следовательно, незначительное, но достаточно стабильное увеличение содержания хлор-иона в добываемой с газом воде 135
может свидетельствовать о приближении контакта газ — вода и позволяет своевременно принимать соответствующие меры по регулированию продвижения пластовой воды -в пределах зале- жи. Это не только дает возможность долгосрочного прогнозиро- вания продвижения пластовой воды, но и позволяет судить остепени гидродинамической связи между отдельными .пропласт- ками, об их выдержанности по площади, о механизме продвиже- ния пластовой воды. Контроль за работой обводняющихся скважин При избирательном по площади и разрезу продвижении пластовых вод период от начала обводнения скважин и до об- воднения, при котором технически невозможно или экономически нецелесообразно продолжать их эксплуатацию, зачастую длится от нескольких месяцев до нескольких лет. Тщательный гидрохи- мический контроль за работой обводняющихся скважин позво- ляет определять водоопасные направления, принимать необхо- димые меры <по регулированию, способствует более надежной работе скважин, увеличению суммарного отбора газа и конден- сата из скважин и повышению газо- и конденсатоотдачи. При этом важно знать последовательность прохождения различных пластовых флюидов через призабойную зону скважин. В зависи- мости от темпов внедрения вод в залежь и расстояния скважи- ны от начального контура из нее более или менее продолжитель- ное время отбирается газ с сопутствующей ему'конденсационной водой. При подходе фронта вытеснения через забой скважины последовательно проходят оторочка остаточной воды, оторочка жидких углеводо- родов, затем снова оторочка остаточной воды и, наконец, уже пластовая вода (рис. 37). Рис. 37. Схема движения флюидов в га- зоконденсатном пласте. Пласт.- a — до разработки; б—в процессе разработки; I — газонасыщенная зона: 2 — законтурная зона; 3 — вал связанной воды; 4 — вал жидких углеводородов; 5—вал свя- занной воды; 6 — зона обводнения; /I — на- чальный контур; Б — текущий контур Как уже отмечалось, на месторождениях Краснодар- ского края за начало обвод- нения работающих скважин принимается дата отбора пробы воды с содержанием хлор-иона выше 1 г/л, если в последующем минерализа- ция воды увеличивается. Данный критерий несколько условен, так как минерали- зация конденсационной во- ды по хлор-иону очень пиз- 136
ка. Однако для газоконденсатных месторождений Краснодарско- го края он оказался приемлемым. Для каждого газоносного района и даже месторождения необходимо устанавливать свой уровень минерализации, который будет считаться за начало по- ступления пластовой воды. При этом за основу можно принять либо общую минерализацию воды, либо из наиболее характер- ных ПОНОВ. В начальный период обводнения количество воды, выносимой скважиной, незначительно по объему и почти не препятствует нормальной эксплуатации скважин. Поэтому важным элементом при контроле за обводнением является учет количества выноси- мой пластовой воды. Гидрохимический метод позволяет осуществлять не только качественный, но и количественный контроль за поступлением воды. Зная химический состав пластовых и конденсатных вод, а также количество конденсационной воды, можно определить количество пластовой. С\ _____„ Мфакт—Мконч Хпдао Vkohi ,, .. М пласт '’'факт (7) Г де = (<7пласт—7пов) — содержание выпавшей в жидкую фа- зу конденсационной воды, кг/1000 м3; ^пласт — содержание водя- ных паров в газе в пластовых условиях, кг/1000 м3; ^пов — содер- жание водяных паров в газовом пласте в месте отбора пробы, кг/1000 м3; Мконд. Мпласт, Мфакт — минерализация по хлор-иону вод соответственно конденсационных, пластовых (контурных или подошвенных) и их смеси в месте отбора; Фпласт — количество пластовой воды, необходимо для повышения минерализации вод- ного конденсата от Л1Конд до Мфакт. кг/1000 м3. Общее содержание пластовой и конденсационной вод в га- зе, кг/1000 м3: = (Фггласт “F 7конд) ИЛИ yn =q h 4- мФэхт—Лк-окт \ —Яконд J "Г \ "'пласт 7:*факт / Если до места отбора пробы все водяные пары переходят в жидкую фазу, то t?noB = 0; <7К0НД = ^пласт и тогда ул ____„ / 1 I Мфэхт— Миоид \ — Ипласт 1 “Г ,, .. ! \ Мтгдаст—Мфакт / Суммарная добыча воды пластовой и конденсационной, кг; XQ — (QriJaCT ' i •Укокд) Qr’ где Qr — суточный дебит газа, тыс. м3/сут. Величины ^пласт и ^пов находятся из соответствующих графи- ков влагосодержания. Содержание хлор-иоиа в конденсационной и пластовой воде определяется из данных химического ана- лиза вод. 137
Минерализация пластовой, воды /г |-------------------Г П ~. О 20 60 80 100. г 09, нг]тыс. м3 Рис. 38. Зависимость минерализации добываемой с газом воды от количества пластовой воды. Месторождения: а — Ленинградское; б — Березанское; вода: / — пластовая; 2—смесь пластовой н конденсационной Удобно пользоваться указанной зависимостью в графической- форме. Задаваясь различными значениями содержания .хлор-ио- на в смеси конденсационной и пластовой вод, но не выше, чем в чистой (пластовой, можно вычислить соответствующие объемы пластовой воды. На рис. 38 (Приведены зависимости AJq=/(Qb) для Ленинград- ского и Березанского месторождений, -пластовые воды которых содержат соответственно максимальное (42 г/л) и минимальное количество хлора (12,3 г/л). Удобнее пользоваться такими гра- фиками в безразмерных координатах, что позволяет применять их для любого 'компонента. 138
При построении графиков было принято допущение, что все вотяные пары переходят в жидкую фазу до места отбора пробы. В этом случае количество конденсационной воды определяется содержанием водяных паров в пластовых условиях. Характерной особенностью 'Приведенных графиков является асимптотическое (Приближение верхней части кривых к линии с ординатой, равной минерализации чистой (Пластовой воды по хлор-иону. Количество пластовой воды определяется отношением Д = Мфакт/МПласт и резко возрастает по мере приближения ука- занного соотношения к единице. Начальный участок графика характеризуется практически линейной зависимостью между содержанием хлор-иона и коли- чеством пластовой воды. Он соответствует резкому повышению содержания хлор-иона и постепенному увеличению количества пластовой воды и, видимо, не свидетельствует об особой опасно- сти для работы скважин, так как количество пластовой воды невелико. В этот период работы необходимо твердо установить поступ- ление пластовой воды, контролировать вынос песка, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны скважины, и опреде- лить обводняющийся пласт. Переходный участок кривой зависимости Mci=/(QB) соответ- ствует уже заметному увеличению количества пластовой воды. Работа скважин на данном участке требует более внимательно- го отношения. В отдельных случаях необходимо менять режим эксплуатации скважины, проводить работы по укреплению при- забойной зоны или ремонтно-изоляционные (работы, если при поступлении пластовой воды начинается вынос песка. Когда нет особых осложнений эксплуатацию скважины следует про- должать. Третий участок графика характеризуется небольшим увели- чением содержания хлор-иона и резким—.количества поступа- ющей пластовой воды. Обычно скважины при поступлении боль- ших объемов воды самозадавливаются, особенно при снижении дебитов, при которых скорости недостаточны для выноса посту- пающей воды. Если скважина дренирует один пласт незначительной мощно- сти и достаточно однородный, то процесс обводнения кратковре- менный и отличается резким увеличением содержания хлор-иона и количества пластовой воды. В этом случае по существу отсут- ствует начальный участок и переходная область зависимости Afci=f(QB). Скважина быстро самозадавливается, так какдебит газа резко сокращается. При дренировании скважиной совокупности пластов, различ- ных по мощности и проницаемости, происходит избирательное обводнение одного пласта или даже небольшого пропластка в пределах этого пласта. Таким образом, в начальный период об- воднения количество воды, поступающей на забой скважины, 139
ограничено 'И почти не препятствует нормальной эксплуатации скважины. Даже при 'Полном обводнении одного из пластов сква- жина обычно не теряет своей (работоспособности и возможна ее дальнейшая эксплуатация. Следовательно, в случае дренирова- ния скважиной совокупности’пластов зависимость Mci = f(QB) как бы растянута во времени. Поэтому, если при 'поступлении плас- товой воды не отмечается осложняющих признаков, скважина должна работать максимально возможное время, так как такая эксплуатация обводняющихся скважин способствует достижению более высоких коэффициентов газа- и конденсатоотдачи. Поспешное проведение ремонтно-изоляционных работ не толь- ко ухудшает продуктивность скважин, но и зачастую разрушает призабойную зону пласта, уже ослабленного наличием пласто- вой воды за счет больших респрессий на пласт, особенно в за- ключительный период эксплуатации месторождения. Таким образом, гидрохимический контроль, дополненный контролем за выносом песка, позволяет максимально продлить эксплуатацию обводняющихся скважин без ремонтно-изоляцион- ных работ. По-видимому, имеет смысл эксплуатировать даже те скважины, в которых при поступлении пластовой воды разруша- ется призабойная .зона. С этой целью, возможно, необходимо провести работы по укреплению призабойной зоны скважин. Па Ленинградском месторождении обводняющиеся скважины ра- ботали с пластовой водой от нескольких суток до полугода. За периоде 21/XII 1958 г. по 31/XII 1972 г. на Ленинградском мес- торождении скважины работали с пластовой водой в общей сложности 44,7 тыс. сут, или 31,8% суммарного времени эксплуа- тации.;3а это время нз них было отобрано4,4 млрд, м3 газа, или 13,8% общей добычи по состоянию на 1/1 1973 г. Когда скважина дренирует несколько пластов, то при опре- делении количества пластовой воды можно получить значитель- ную ошибку, если относить пластовую воду, поступающую из од- ного пласта или даже части его, к суммарному дебиту из всех пластов. В этом случае фактическую минерализацию смеси вод пластовой и конденсационной (А4'факт) можно оценить следую- щим образом: Рчласт^пласт + <?KOH iQr ^конд М*аКГ= ----------777—---------- , (8> пласт где Q/ — дебит пласта, по которому поступает пластовая вода; остальные обозначения аналогичны обозначениям (7). Практическое использование метода определения количества пластовой воды затрудняется тем, что минерализация и состав остаточных вод обычно неизвестны. Считая, что изменение со- става конденсационных вод до обводнения скважины зависит в. основном от выноса остаточной воды, пробы воды следует отби- рать при минимально возможных дебитах, что позволит более 140
правильно оценить состав и минерализацию конденсационных вод. Затем следует перейти на максимально ’возможные дебпты, чтобы добиться выноса остаточной воды, при этом столь же тщательно определить состав смеси конденсационной и остаточ- ной вод. Затем, воспользовавшись расчетной формулой (7), можно найти состав и минерализацию компонентов остаточ- ной воды. Если известно, что эксплуатационная скважина выносит «це- ликовую» остаточную воду, то необходимо рассчитать ее факти- ческую минерализацию по (7), проведя предварительно несколь- ко контрольных замеров количества выносимой из скважины воды объемным методом. Состав и минерализацию остаточной воды желательно опре- делять -по керну, поднятому на поверхность при сохранении плас- товых условий. Для идентификации типов извлекаемых вод мож- но применить графоаналитический способ определения смеси двух вод {13]. Проиллюстрируем информативность гидрохимического мето- да на примере скв. 28 Ленинградского месторождения (см. рис. 28). Скважина была введена в эксплуатацию 28/VIII 1959 г. с интервалами перфорации 2056—2080,8 и 2092—2179,5 м по пачкам 1, 2 (пласты 2а, 26, и 2в), 3 и 4. До 5/VI 1963 г. скважи- на давала газ и воду с низкой минерализацией по хлор-иону (период /). С 5/VI 1963 г. наблюдается резкое увеличение мине- рализации воды по хлор-иону, снижение дебита газа, что харак- терно для подхода к забою скважины пластовой воды. Скачко- образный рост минерализации воды свидетельствовал о поступ- лении пластовой воды по мощному высокопроницаемому пласту. Скважина была остановлена иа капитальный ремонт I1/VI 1963 г., во время которого выяснилось, что контурная вода посту- пает по средней части продуктивного разреза по пласту 26, кото- торый потом был изолирован. После ремонтных работ скважина с 1 /IX 1963 г. по 14/1 1964 г. эксплуатировалась без пластовой воды (период //) по пачкам 1, 2 (пласты 2а и 2г), 3 и 4, затем резко увеличилось поступление воды, связанное с обводнением пласта 2а. Во время капитально- го ремонта удалось изолировать весь фильтр и перфорировать колонну против пачки 5 (интервал 2180—2188 м), из которой безводный отбор газа осуществлялся с 12/V 1964 г. по 7/VIII 1964 г. (период ///), после чего скважина обводнилась еше раз (период IV). Во время очередного капитального ремонта были изолированы все пачки, кроме 3 и 4, откуда без воды газ отби- рался с 27/IV 1965 г. по 19/VII 1966 г. После обводнения сква- жину перевели на пачку 1, по которой без воды скважина экс- плуатировалась с 26/1II 1967 г. по 11/V 1971 г. (период V). В дальнейшем минерализация воды по хлор-иону постепенно росла, превысив 1 г/л. Последний период эксплуатации характе- ризуется обводнением слабопроницаемых пластов пачки 1, ког- 141
да либо ограничен приток -пластовой воды, либо в продукции скважины происходит постоянное увеличение доли отжимаемой остаточной воды из глинистых разделов малопроницаемых раз- ностей. Место и периодичность отбора проб воды Содержание хлор-иона в добываемой с газом воде заметно меняется при движении газоводяного потока от забоя скважины к поверхности и далее к установкам комплексной подготовки га- за в результате следующих причин. 1. Изменения термодинамических условий в процессе движе- ния газоводяного потока. 2. Взаимодействия хлора с металлом фонтанных труб и про- мысловых коммуникаций. 3. Десорбции хлора газовым потоком. 4. Скопления воды в местах отбора (каплсотделители, сепа- раторы, конденсатосборники), на забое и смешивания скопив- шейся воды с вновь поступившей. Место отбора проб водь/ имеет большое значение с точки зре- ния их представительности. При достаточно высокой степени ми- нерализации пластовой воды регулярные отборы проб в любой точке от устья скважины до групповой установки позволяют за- фиксировать поступление пластовой воды. Однако отбирать про- бы воды для анализа по каждой скважине следует в одном и том же месте, так как в исходное уравнение входит количество кон- денсационной воды, которое находится аналитически и во многом определяется текущими термодинамическими условиями. В'условпях групповой системы сбора газа и конденсата удоб- нее отбирать пробы из циклонных сепараторов и конденсатосбор- ников, расположенных на групповых установках. Однако анализ проб воды, отобранных из конденсатосборников, может давать величину солености, отличающуюся как в большую, так и в мень- шую сторону от солености, замеренной па устье скважины. Повышенная минерализация проб, отобранных из конденса- тосборников, объясняется, видимо, частичным вы-лариваиием жидкости, уменьшение же минерализации связано с разбавлени- ем пластовой -воды конденсационной, которая не удаляется пол- ностью из конденсатосборников при продувке. Пробы воды из циклонных сепараторов дают результаты, близкие к получаемым при отборе проб на устье скважин. Таким образом, наиболее достоверные данные о минерализа- ции воды получаются при отборе проб воды на устье скважин. Отбор проб из сепараторов допустим (яри необходимости берут контрольные пробы иа устье), отбирать пробы из конденсато- сборников не рекомендуется. На Вуктыльском месторождении пробы жидкостей, выноси- мых скважинами, отбираются из сепараторов I и II ступеней. 142
Поэтому в их составе в больших объемах (до 500—600 г/л) при- сутствует метанол, вводимый в шлейф на устье скважин. Мета- нол затрудняет определение содержания брома, гидрокарбона- тов, возможно, йода, снижает значения плотности, общей мине- рализации жидкостей и содержания в них всех растворенных веществ. В связи с этим истинный состав можно найти только путем пересчета на безметанольную часть жидкости, однако оп- ределение некоторых компонентов при этом неточное. Наиболее 'представительны пробы, взятые из .породоуловите- ля и не содержащие метанола. Отбирать пробы воды на анализ следует при установившемся режиме работы скважины, чтобы избежать эффекта пускового момента, связанного с выносом жидкости, скопившейся на забое скважины или в ’Пониженных участках шлейфов. Пробы воды на краткий анализ для определения содержания контролируемых компонентов должны отбираться регулярно и по всему действующему фонду скважин один—два раза в месяц при их нормальной эксплуатации, по приконтурным скважи- нам—четыре—пять раз. В случае заметного увеличения содер- жания хлор-иона нужно отбирать пробы чаше: ежесуточно или даже несколько раз в сутки (контрольные замеры). Такую же периодичность необходимо соблюдать и при отработке скважии после капитального ремонта по изоляции притока пластовой воды. С пелыо более правильного понимания механизма продвиже- ния пластовых вод желателен отбор проб воды в течение дли- тельного времени по нескольким скважинам до их потного обвод- нения. С определенной периодичностью необходимо отбирать пробы для проведения полного анализа. Особенности использования и результативность гидрохимиче- ского контроля за обводнением во многом обусловливаются па- раметрами исходных вод и прежде всего степенью их минерали- зации. Лучшие результаты должны получаться в случае высокой минерализации пластовых вод. Наибольшие погрешности воз- можны при слабоминерализованных пластовых водах (минера- лизация пластовой воды на месторождении Газли составляет примерно 1 г/л). При этом надо тщательно учитывать все фак- торы, влияющие па степень минерализации воды, выносимой из скважин. Анализ обводнения скважин и залежей по гидрохимическим показателям может более успешно осуществляться при наличии фоновой гидрогеологической характеристики системы газовая залежь — водоносный бассейн. С этой целью необходимо состав- лять сводный гидрогеологический разрез месторождения, тщательно изучать начальный химический состав пластовых, остаточных и конденсационных вод, строить карты минера- лизации (по отдельным компонентам) по площади месторож- дения. 143
Следует отметить, что фоновая минерализация 'как общая, так и по отдельным компонентам может существенно колебать- ся в пределах даже одного месторождения. КОНТРОЛЬ ЗА ПЕРЕМЕЩЕНИЕМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ОТОРОЧКИ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОБВОДНЕНИЯ При анализе разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края по некоторым скважинам отмечался пери- од пониженного содержания хлор-иона перед обводнением сква- жин. Это связано с эффектом вымывания выпавшего в пласт конденсата пластовой водой. Вымывание конденсата может при- вести к образованию конденсатной оторочки перед фронтом пла- стовой воды. Таким образом, сначала к скважине подходит кон- денсатная оторочка или зона фронта с повышенным содержани- ем конденсата, а затем пластовая вода. Контроль за изменением конденсатосодержания в продукции скважины было предложено использовать как метод контроля за обводнением скважин, за динамикой движения конденсатной оторочки, для уточнения те- кущего контура газоносности [52]. Анализ данных эксплуатации частично или полностью обвод- нявшихся скважин показывает, что прн тщательном контроле за продукцией скважины можно не только предсказать прибли- жение фронта воды, но и оценить величину конденсатной ото- рочки, что имеет большое теоретическое и практическое зна- чение. Вытеснение жидкого конденсата пластовой водой сопровож- дается аномальным изменением количества и свойств конден- сата.’ При этом текущее содержание конденсата в газе может в несколько раз превышать начальное пластовое конденсатосо- держание. Одновременно существенно изменяются физико-хими- ческие свойства конденсата. Так, например, при исследовании скв. 68 Ленинградского месторождения плотность конденсата возросла с 0,730 до 0,766 кг/м3, температура конца кипения с 210 до 254° С, температура выкипания 90% конденсата — с 174 до 210° С, вязкость — с 0,16 до 0,38 сСт [54]. Продвижение воды и вытеснение конденсата могут влиять на изменение количества и свойств конденсата задолго до начала обводнения скважин. Так, на скв. 5 и 68 Ленинградского место- рождения такое изменение свйств было отмечено за полтора года до поступления в скважину пластовой воды (табл. 25) [54]. Следует отметить, что идея создания метода контроля за продвижением ГВК по динамике изменения количества и свойств конденсата в продукции скважины принадлежит проф. Ф. А. Тре- бину, а затем была развита в работах [52, 54]. Рассматриваемый метод основан на следующей схематизации физических явлений в пласте и в области газоводяного контакта. По мере снижения пластового давления по всему пласту выпа- 144
Таблица 25 Результаты газоконденсатных исследований скв. 5 и 68 Ленинградского месторождения и свойств добываемого конденсата [54] ] Номер сква- 1 жины Дата отбора пробы Елчка О Ф - £ х* £ ж Я о "и Дебиг газа, тыс, м’/cvr I i.fa/A 'bi еэ -кагнсм лндэп 1 Давление се- парации, кгс/см’ у и £ 5 л £ г г о X 5 Si- С it Фракционная разгонка конленсага, "С о £ С S я 5 га s х х о =? о' & £ с 5 I 1 о югнано 1 всего, % ! 5 10/1 1968 г. I-II 146,5 170 2,5 40 19 0,728 38 49 66 69 75 82 91 119 128 149 192 98 0,28 1/VIII 1968 г. 111,1 186 5,6 47 21 0,716 38 54 71 82 88 93 97 118 124 144 188 96 0,26 1/1 1969 г. 106,7 165 4,7 44 18 0,720 40 59 75 84 87 96 101 116 120 145 186 95 0.24 1/VIII 1969 г. 63,3 66 1,5 43 16 0,722 43 61 80 86 89 98 108 116 134 151 190 96 0,31 1/П 1970 г. 62,0 80 3,7 41 18 0,711 41 63 82 87 91 98 112 120 136 152 1°1 97 0,35 1/V111 1970 г. 54,6 50 1,1 36 19 0,736 52 77 91 99 102 112 126 131 156 175 210 95 0,42 1/V 1971 г. С кнаи <ипа обво дпилась 68 20/1 1968 г. Ш- 167,1 171 5,7 43 15 0,734 36 47 54 60 67 83 91 119 142 178 221 98,5 0,18 1/VIII 1968 г. IV 141,6 308 9,9 46 12 0,730 41 59 64 73 79 87 96 116 137 174 210 97,6 0,16 1/1 1969 г. 140,7 355 10,3 44 18 0,732 44 68 71 86 93 99 110 124 149 178 216 98,0 0,19 1/VIII 1969 г. 138,0 350 8,8 42 24 0,741 45 75 84 90 96 101 ИЗ 138 154 180 232 98,0 0,19 1/П 1970 г. 131,0 360 7,8 42 23 0,762 47 91 100 109 114 120 137 151 168 158 237 98,5 0,25 1/VIII 1970 г. 123,1 275 5,9 38 20 0,766 58 94 12] 129 134 145 157 169 187 210 254 96,5 0,38 10/XII 1970 Г. Скважина обвс длил ась
дает конденсат. Максимальная конденсатонасыщенность будет в призабойной зоне скважины, минимальная — на границе обла- сти дренирования. В некоторой зоне вокруг скважин конденсат может оказаться подвижным н периодически поступать на забой. Количество этого конденсата не влияет на общую закономер- ность изменения свойств добываемого конденсата в процессе раз- работки: облегчение фракционного состава, снижение плотности, вязкости, температуры конца кипения и т. д. При вторжении воды в пласт она будет вытеснять накопив- шийся конденсат и газовую фазу. Вследствие этого в скважинах, к которым приближается ГВК, закономерности изменения свойств добываемого конденсата будут отличаться от закономер- ностей изменения свойств конденсата, добываемого из скважии, расположенных на значительном удалении от ГВК. В скважинах, к которым приближается пластовая вода, вытесняющая конден- сат, будет происходить утяжеление фракционного состава кон- денсата, увеличение плотности, вязкости, температуры конца кипения и изменение других показателей. По этим изменениям и прогнозируется приближение ГВК к скважине. Важным моментом является выбор и обоснование парамет- ров, которые позволили бы наиболее просто и надежно контро- лировать движение газоконденсатного контакта. Необходимо определить те свойства или группу свойств, аб- солютные значения которых наиболее заметно меняются при из- менении количества жидких углеводородов в продукции сква- жины. В работе [22] были исследованы зависимости изменения свойств газа и жидкости сепарации от изменения количества жидких углеводородов в продукции скважины. Были проверены следующие параметры. 1. Молекулярная масса конденсата сепарации. 2. Плотность конденсата сепарации. 3. Молекулярная масса фракции С5+ в газовой фазе сепа- рации. 4. Плотность газа сепарации. 5. Мольные доли газовой фазы при сепарации данной углево- дородной смеси. 6. Количество выделяемого газа при сепарации данной смеси. 7. Отношение количества жидкости сепарации к газу сепа- рации. 8. Выход конденсата, вес. %. 9. Количество конденсата, выделяемого при сепарации. 10. Выход конденсата, об. %. 11. Масса фракции С5 + в конденсате сепарации. 12. Молекулярная масса фракции С5 + в жидком конденсате. 13. Коэффициент сжимаемости газа сепарации. Результаты расчетов показывают, что исследуемые парамет- ры можно разбить на три группы. 146
Наиболее чувствительными к изменению содержания жидких углеводородов в продукции скважины оказались такие пара- метры, как выход конденсата при сепарации углеводородной смеси, отношение количества отсепарированной жидкости к ко- личеству газа сепарации, масса фракции Cs + в конденсате се- парации. Менее заметно реагируют на содержание жидких углеводо- родов молекулярная масса фракции С5 + в газовой и жидкой фазах, количество газа, выделяемого при сепарации смеси. Слабо реагируют на жидкие углеводороды молекулярная масса конденсата сепарации, плотность газа и конденсата, ко- эффициент сжимаемости газа сепарации. Для контроля можно использовать следующие параметры: выход конденсата, массу фракции С5 + в конденсате сепарации, плотность конденсата. На выбранных для контроля скважинах с определенной пе- риодичностью должны отбираться пробы сырого конденсата из сепаратора. При отборе проб конденсата необходимо поддержи- вать постоянный режим сепарации для того, чтобы исключить влияние условий сепарации на свойства конденсата. По измене- нию физических свойств конденсата можно аналитически оценить количество поступивших в скважину жидких углеводородов. Знание положения газоконденсатного контакта дает возмож- ность определять местоположение зон с повышенным кондеиса- тосодержанием, устанавливать оптимальный технологический режим эксплуатации скважин при совместном притоке к иим газа, конденсата и воды, ориентировочно оценивать мощность конденсатной оторочки и принимать соответствующие меры по более полному извлечению конденсата из пласта. Контроль за положением газоконденсатного контакта позво- ляет также прогнозировать и продвижение газоводяного кон- такта. Таким образом, описанный метод контроля дополняет уже существующие и позволяет решать специфические задачи, свя- занные с извлечением конденсата при внедрении вод в залежь. ДИНАМИКА ТЕМПОВ ВНЕДРЕНИЯ ВОД В РАЗРАБАТЫВАЕМЫЕ ЗАЛЕЖИ Информация о темпе внедрения вод в залежь и об изменении его во времени, так же как и информация о характере внедрения вод, важна иа любой стадии разработки. Без этих сведений не- возможны ни регулирование продвижения вод по пластам мно- гопластового горизонта [96, 102], ни оптимизация системы вскры- тия, ии реализация каких-либо других мер по повышению газо- и конденсатоотдачи [13, 14]. Самым простым случаем был бы такой, когда скорость пере- мещения газоводяного контура или контакта была бы постоян- 147
ной; легко было бы намечать, например, точки бурения новых скважии с оптимальной длительностью периодов их безводной эксплуатации. Однако реальный процесс истощения газовой или газокон- денсатной залежи по природе своей сугубо нестационарен как в силу неизбежной неравномерности дренирования залежи по объему и во времени, так и из-за неоднородности коллекторских свойств продуктивных пластов. Следовательно, уже это предоп- ределяет неодинаковые в процессе разработки темпы внедрения и скорости перемещения вод по пластам. Впервые в отечественной теории и практике разработки газо- вых месторождений предположение о непостоянстве скорости внедрения вод в разрабатываемые газовые залежи было «делано И. Н. Стрижовым [108]. В работе отмечается, что в некоторых ме- сторождениях гидравлического режима скорость продвижения фронта воды при эксплуатации постепенно понижается. Причи- ны этого, отмечает И. Н. Стрижов, могут быть разными, ио вы- делялось им понижение давления, которое гонит воду по пласту. Непременным условием снижения скорости при этом предпола- галось наличие крутопадающих пластов с неизбежным ростом противодавления столба внедряющейся воды. Следует отметить, что со времени выхода в свет монографии [108] динамика темпов внедрения или скоростей продвижения вод по пластам в отечественной литературе вплоть до конца 60-х годов не исследовалась. Судя по имеющимся литературным источникам, впервые после И. Н. Стрижова к этому вопросу вер- нулись авторы [96], сделавшие вывод, что темп внедрения вод в процессе разработки залежей до определенного момента увели- чивается, а затем уменьшается и что снижение темпов внедрения необходимо учитывать при выборе мероприятий по регулирова- нию продвижения вод. Более обстоятельно динамика темпов внедрения вод в разра- батываемые газовые залежи исследована в работе [33] с помощью математических моделей. При этом зависимости остаточного газонасыщения в обводненном объеме залежи и фазовой прони- цаемости для воды от давления в зоне газоводяной смеси авто- рами предварительно были изучены на физических моделях. С учетом результатов этих экспериментов на ЭВМ были выпол- нены расчеты с целью исследования вида p/z-зависимостей, дина- мики коэффициентов газоотдачи, темпов внедрения вод и других показателей разработки залежей. Авторы [33] подчеркивали, что темп внедрения воды в залежь постепенно нарастает, затем после отбора примерно 55% начальных запасов газа начинает умень- шаться. Расчеты показали, что изменение во времени дебита по- ступающей в залежь воды зависит от проницаемости пористой среды. Так, при Л = 5Д дебит достигает максимального значения при отборе 25% начальных запасов газа, при k-0,1Д — при от- боре 70% начальных запасов газа. 148
Забегая вперед, отметим, что выводы, полученные авторами [33] на математических моделях, хорошо подтвердились промыс- ловыми данными [93]. Анализ динамики темпов внедрения вод в разрабатываемые залежи по промысловым данным несколько позднее был сделан одним из авторов настоящей работы и опубликован в [93]. При этом были использованы сведения по Каневскому, Ленинград- скому, Сердюковскому, Березанскому и Майкопскому месторож- дениям, т. е. по месторождениям, где уже в 1971 г. из недр было отобрано 50—60% газа и где от 30 до 85% скважин эксплуатаци- онного фонда работали с пластовой водой, прошли изоляционный ремонт или выбыли из фонда действующих из-за обводнения. В результате анализа темпов внедрения вод в залежи (объе- мов внедрения вод в единицу времени) было выявлено, что ди- намика темпов в процессе разработки месторождения та же, что и полученная на математических моделях авторами [65]. При этом оценивалась ие только динамика объемов внедрения, но и скоростей перемещения вод по пластам, поскольку при оп- ределенных условиях снижение объемов внедрения может не оз- начать снижения скоростей внедрения вод. Такое положение возникает, например, если воды к моменту сокращения темпа внедрения будут перемещаться по тому же пласту, но с резко уменьшенной эффективной мощностью или если к этому же мо- менту большая часть залежи уже будет обводнена и периметр стягивания контура окажется очень малым. Но на рассмотрен- ных в [93] месторождениях подобного несовпадения обнаружено не было: сокращение темпов внедрения означало и сокращение скоростей перемещения пластовых вод по пластам газовой за- лежи. В результате анализа динамики темпов и скоростей внедрения вод в залежи пяти газоконденсатных месторождений автором [93] было установлено следующее. Темпы внедрения контурных вод и скорости перемещения их по структуре в процессе разра- ботки месторождений сначала увеличиваются, затем, достигнув максимума, начинают снижаться. Максимум внедрения для за- лежей с высокопроницаемыми коллекторами отмечается при меньшем снижении давления, чем для залежей с коллекторами невысокой проницаемости. Основной причиной снижения темпа., и скорости внедрения вод в [93] считалось снижение во времени энергии водонапориого~бассеина и_тормозящеё влияние _зоны газоводяной смеси (зоны двухфазной фильтрации).Тормозящее влияние^объяснялось- не только увеличением зоны двухфазной фильтрации, но и ростом остаточного газонасыщения в этбТГзошГ из-за расширения" защемленного газа тйри_сниженйи давления. "Расширение защемленного газа предполагалось вплоть до до- стижения остаточным газонасыщением критической величины [33]. Автор, учитывая, что в формировании динамики темпов внед- рения вод значительную роль может сыграть тип залежи, от- 149
Рис. 39. Динамика скоростей внедрения вод в залежи пластового типа. Месторождения: / — Ленинградское (залежь пачки 2); 2 — Каневское; 3 — Сердюковское; 4 — Майкопское (горизонт III); 5, 6 — см. обозначения рис. 38 дельно изучил и особенности обводнения массивных водоплаваю- щих газовых залежей [94]. На примере обводнения залежей вос- точного купола Ленинградского месторождения и свиты Горяче- го Ключа Александровского месторождения был сделан вывод о том, что скорость подъема подошвенных вод во времени возра- стает в течение основного периода разработки и даже на завер- шающей стадии разработки. Представляет интерес рассмотреть состояние обводнения продуктивных горизонтов тех же место- рождений иа конец 1976 г. и сопоставить с выводами [93] и [94]. Общее число обводненных скважин и динамика обводнения по годам для Каневского, Ленинградского, Березанского и Сер- дюковского месторождений приведены в табл. 26, а динамика средних скоростей перемещения газоводяного контура по струк- турам— на рис. 39. Прн оценке скоростей пласты условно при- нимались горизонтальными, что при углах падения 3—5° вполне приемлемо. Динамика средних скоростей и на рнс. 40 увязана с изменением текущего среднего по залежи приведенного давле- ния pt—ptlzt, отнесенного к начальному рй = р<з!гйу т. е. кривые построены в координатах v—р. Данные об изменении скорости v за 1972—1974 гг. позаимствованы из анализов разработки место- рождений, выполненных сотрудниками Краснодарского отдела СевКавНИИгаза (Д. А. Асланов, В. И. Петренко, Н. С. Ратуш- ияк н др.), и ими дополнены зависимости, рассмотренные ранее в [90]. Принятые при построении кривых v=f(p) скорости оцени- вались следующим образом. Когда обводнялись ближайшие к на- чальному газоводяному контуру скважины, то v получали деле- нием расстояния от скважины до контура на время с начала раз- работки (если внедрение вод отмечено сразу после начала экс- плуатации скважин) или с момента начала активного продвиже- 150
Таблица 26 Динамика числа скважин, прошедших изоляционный ремонт и выбывших из фонда действующих вследствие обводнения по некоторым газоконденсатным месторождениям Кайенское Ленинградское Березанское Сердюковское Кущевское число скважин, число скважин. число скважин, число скважин. число скважин, о 4. выбывших ИЗ выбывших из е i выбывших из g.4 выбывших из g.i выбывших из 2- о фонда действу- = о фонда действу- = с фонда действу- фонда действу- е 2 фонда ейс ту- ющих из-за из-за я юши: хз-за ющи из-за ЮЩИХ из-за Голы X Ч X о _ обводнения н. обводнения х 2 So- обводнения = 5 £ о (_ обводнения 1 2 - обводнения Я Э X SSe “ х 5 ТО 2 X * X S и X Ф в тече- J х i н гече- 41 в тече- g X = U S Ф в сече- g X 7 7 V в тече- ex’" ние всего о э =>. всего = 3" ние всего 2 Э °- ние всего ние всего 3 х i z года 5 <.х гола Sil года 5 X 2 z года sS2 года г 3 X 7 = X х = = у 3 х 1958 1959 1 — — — — — — I960 1 — — — .— — — — — — 1961 2 __ 5 1 1 — — — — — — — — — 1962 — — — 5 2 3 — — — — — — — — — 1963 о 2 2 8 6 9 — — — — — — — — — 1964 4 — — 8 3 12 .— — — — — — 1 — — 1965 1 3 5 7 4 16 1 .— 1 — — —• — — — 1966 4 1 6 10 1 17 2 3 3 2 1 1 3 — — 1967 2 1 7 10 3 20 3 3 6 2 1 2 3 — — 1968 2 9 12 3 23 1 4 7 3 1 3 10 — — 1969 3 2 11 И 9 32 2 4 9 7 — 3 12 — — 1<-70 1 12 8 6 38 3 1 12 3 — 3 8 1 1 1971 1 13 12 3 41 1 — 13 4 — 3 6 — 1 1972 2 15 9 7 48 2 3 15 — — 3 3 — 1 1973 2 17 12 1 49 6 6 21 1 2 5 2 — 1 1974 6 3 21 1 50 — 9 30 — 2 7 4 — 1 1975 2 2 23 1 3 53 3 5 35 — 3 10 1 — 1 1976 4 3 26 2 8 61 4 3 38 4 — 10 4 — 1
Рис. 40. Динамика скоростей перемещения газоводяного контакта (а, б) и контура (в, г) при обводнении залежи пачки I Ленинградского месторож- дения. Купол, / — центральный; 2—северо-западный; 3 — западный ния вод (если перед этим в течение длительного периода сущест- вовал газовый режим). Для следующих скважин при совпадении соединяющей их линии с линией тока, нормальной к фронту внедряющихся вод v определяли делением расстояния между скважинами на время прохождения этого расстояния газоводя- ным контуром. Если линия, соединяющая скважины, не совпада- ла с направлением перемещения фронта, то в расчет принима- лась проекция этой линии на линию тока. Поскольку коэффициенты возмещения, характерные для раз- рабатываемых месторождений Краснодарского края, относитель- но невелики и во времени довольно постоянны, то при достаточ- но равномерных темпах отбора газа темп снижения давления бу- дет тоже равномерным. Поэтому аналогичные кривые изменения v можно построить и в координатах скорость — время. Для при- мера на рис. 40 показаны кривые изменения скорости перемеще- ния газоводяных контуров по залежи пачки I Ленинградского месторождения. Причем данные о скоростях не усреднялись в це- лом по залежи, а использовались непосредственные оценки по отдельным скважинам, расположенным на юго-западном и се- веро-восточном крыльях (в участках наиболее интенсивного об- воднения залежи). Кроме скоростей v (см. рис. 40, в, а) на рнс. 40, а, б для сравнения показаны н скорости подъема газо- водяного контакта (обозначим нх через г?в, чтобы отличить от скоростей перемещения контура газоносности v) в процессе об- воднения тех же скважин. Характер изменения скоростей пере- мещения газоводяных контуров и контактов, как видно из анали- за этих кривых, практически одинаков, особенно при малых углах 152
Рис. 4]. Динамика скоростей подъема газоводяного контакта в процессе раз- работки залежей Славянского и III горизонта Анастасиевско-Троицкого ме- сторождений. Залежь. / — Славянского месторождения; 2 — первая; 3— третья; 4— седьмая; 5 — вто- рая горизонта 111 падения (юго-западное крыло). При более крутом залегании пластов характер изменения скоростей повторяется, но кривые изменения скорости подъема контактов более резко выражены. Кривые изменения скоростей подъема контакта (см. рис. а, б) определялись тем же способом, что и скорости перемещения контура, с той лишь разницей, что при оценке расстояний пере- мещения контакта по вертикали в расчет принимались последо- вательные отметки ГВК в пределах фильтра обводненных скважнн. Рассмотрим подробнее данные по динамике подъема газово- дяных контактов в процессе разработки 13 массивных водопла- вающих залежей месторождений Краснодарского края. Оценка величин гн была выполнена одним из авторов этой книги совме- стно с сотрудниками КраснодарНИПИнефти А. В. Анцуповым и В. А. Аристовым. Результаты анализа динамики скоростей подъема контакта показаны на рис. 41 и в табл. 27. На рисунке показаны кривые лишь по части залежей, для которых, по мне- нию авторов, данные наиболее типичные. При этом, в отличие от кривых для залежей пластового типа, здесь выбраны коорди- наты скорость — безразмерный отбор газа, поскольку режим большинства водоплавающих залежей жесткий водонапорный и отношение р,/р0 практически постоянно. Анализируя данные динамики скоростей продвижения вод по пластам залежей пластового типа и скоростей подъема контак- 153
Т а б л и ц а 27 Скорости подъема газоводяного контакта (м/год) при разработке массивных водоплавающих залежей некоторых месторождений Краснодарского края р А.настасиевско-Тронпкое (газовые залежи III горизонта) 5 о Голы (3 Фрунзе 1 2 з 4 5 6 7 Алекса, ское (с Гориче: Ключа) Ленинг (залеж) восточ» купола 1956 1,0 1,2 1957 1,5 1,7 —- 1958 2,1 3,0 — — — 1959 3,0 3,4 0,6 о,1 — 0,4 0,02 — I960 2,8 1,4 0,7 1,9 2,7 0,03 — 1961 — 3,2 1,4 0,4 2,2 —. 3,1 0,06 — 1962 — __ 3,0 1,7 0,2 2,1 0,6 0,09 —- 1963 о,1 2,2 1,5 0,2 1,9 0,2 0,12 — 1964 0,2 — 1,3 2,6 0,2 0.2 1.3 0,8 0,14 0.05 1965 0,4 0,6 1,0 1,4 0,3 0,5 0,8 0,8 0,32 0.13 1966 0,5 0,6 1,о 1,6 0,2 0,1 0,2 1,24 1,5 0,22 1967 0,6 0,4 0,4 2,0 0,3 0,1 0,1 0,3 0,31 1968 о,6 0,5 1,4 1,8 0,2 0,2 0,8 0,7 0,7 0,37 1969 0,6 0,6 2,0 0,6 0,2 0,2 0,8 0,9 0,38 1970 0,6 0,7 1,9 1,2 0,2 0,1 1,0 0,9 0,49 1971 0,6 0,7 2,6 0,8 0,4 0,1 — — 0,31 1972 0,8 0,9 0,5 0,5 0,1 .— —. 1973 1,57 1,13 — 0,8 0,4 0,2 — — — — — тов в залежах массивного водоплавающего типа, полученные при разработке газовых н газоконденсатных месторождений Красно дареного края, можно сделать следующие выводы. 1. В процессе разработки большинства залежей обоих типов с геолого-техническими параметрами, аналогичными параметрам этих месторождений, закономерно немонотонное изменение тем- пов и скоростей внедрения вод: до определенного момента они увеличиваются, а затем уменьшаются. 2. Максимумы на кривых изменения скорости продвижения вод в залежи пластового типа соответствуют снижению приве- денного пластового давления от 15 до 60% от начальной вели- чины. Поскольку проценты снижения давления достаточно близ- ки к процентам отбора газа от запасов, то с точностью 3—5% эти же цифры можно отнести и к отбору газа нз залежи Q = ZQt/Q0. 3. Максимум скоростей продвижения vB наступает тем позже, чем ниже проницаемость коллекторов в залежи и за ее предела- ми. Для залежи 2-й пачки Ленинградского месторождения (про- ницаемость коллекторов 500—800 мД) максимум соответствует 12—20% снижения приведенного давления, а для залежи 3-й пач- ки III горизонта Майкопского месторождения (проницаемость около 70 мД) ~60% (см. рис. 38). 154
4. Для залежей пластового типа снижение скорости продви- жения вод не связано с сокращением темпов отбора газа, по- скольку в большинстве случаев уменьшение v отмечалось еще на основной стадии, т. е. при достаточно стабильной добыче. 5. Для массивных водоплавающих залежей, основываясь лишь на анализе данных по 13 рассмотренным залежам, сделать однозначные выводы о зависимости точки максимума скоростей подъема контакта от проницаемости нельзя по следующим при- чинам: а) для большинства залежей проницаемости коллекторов по напластованию отличаются незначительно; б) нет данных о проницаемостях коллекторов перпендикуляр- но напластованию, хотя именно с этой проницаемостью и следует связывать динамику темпов внедрения; в) учитывая, что этажи газоносности рассматриваемых зале- жей сравнительно невелики (фактически одного порядка с интер- валами перфорации) и что динамика гв из-за конусообразования во многом определяется дебнтами скважин, можно сделать вы- вод о более существенной зависимости этой динамики от темпа отбора газа. 6. При сопоставимых темпах отбора газа из залежей н про- ницаемостях коллекторов максимум скоростей v3 наступает зна- чительно позднее, чем максимум скоростей v для залежей пла- стового типа. Для трех залежей III горизонта Лнастасиевско- Троицкого (1, 5 и 7-го пластов), а также залежи свиты Горячего Ключа Александровского месторождения vB возрастали вплоть до конца эксплуатации залежи. Ниже, на примере Ленинградского газоконденсатного место- рождения Краснодарского края рассмотрен ряд факторов, огра- ничивающих скорости внедрения вод в процессе разработки за- лежей. Изменение темпов отбора газа из залежей. Темпы внедрения вод находятся в прямой зависимости от отбора газа из залежи — с увеличением отбора растет темп внедрения. И здесь нет ника- кого противоречия с выводами о том, что с возрастанием темпа отбора режим разработки становится ближе к газовому [27, 33, 95]. С увеличением темпа отбора из-за ограниченной проводимо- сти пласта и причин физико-геологического характера умень- шается количество внедряющейся воды, приходящееся на едини- цу отбора газа (темп внедрения не успевает компенсировать темп отбора газа). Другое дело, когда в конкретных условиях отдель- ных месторождений для залежей с неоднородным многопласто- вым продуктивным горизонтом одни и тс же объемы могут рас- пределяться по отдельным пластам так, что создается видимость увеличения скорости перемещения вод при сокращении отбора. Но общие (суммарные) темпы внедрения при уменьшении объе- мов добычи газа все же будут сокращаться. Чаще всего это со- кращение отмечается с некоторым запаздыванием во времени.
так как скорость распространения возмущений в пределах водо- напорного бассейна конечна. Поэтому следует, в принципе, счи- тать закономерным уменьшение темпов внедрения вод в залежи при сокращении темпов отбора газа, что неизбежно, например, на завершающей стадии разработки месторождений. Указанный фактор нельзя считать доминирующим: например, на некоторых месторождениях Краснодарского края он не сыг- рал существенной роли в закономерности изменения v. Скорости внедрения вод здесь уменьшались уже на основной стадии разра- ботки, т. е. задолго до перехода на завершающую стадию и, сле- довательно, задолго до начала снижения объемов добычи газа из залежей. Но для других месторождений с их конкретным со- четанием коллекторских свойств пластов, строением горизонтов я системой разработки вполне возможно более четкое совпаде- ние темпов отбора газа н внедрения вод. Защемление газа и оставление целиков газа. На Ленинград- •ском и других газоконденсатных месторождениях Краснодар- ского края за фронтом вытеснения остаются большие объемы газа в защемленном виде и в виде целиков. По состоянию на 1/1 1975 г. за фронтом вытеснения в четырех продуктивных пачках осталось более 17 млрд, м3 газа. Защемленный газ и газ, оставшийся в свободном состоянии в обводненных ло- кализованных зонах, занимают поровое пространство объемом 118 млн. м3, что заметно снижает фазовую проницаемость для воды. Для оценки объемов оставшегося за фронтом вытеснения газа необходимо строить карты, наносить на них текущие контуры газоносности н затем определять обводненные объемы. Коэффи- циент остаточной газонасыщенности находится либо геофизиче- скими методами, либо расчетным путем. Защемление конденсата. Несмотря на проявление упругово- донапорного режима, пластовые давления на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края и других районов страны снижаются, и в результате ретроградной конденсации тяжелые углеводороды выделяются в жидкую фазу. Объем этих жидких углеводородов может быть значительным. Так, по Ленинград- скому месторождению с 1960 по 1974 гг. в результате ретроград- ной конденсации в пласте выпало более 1 млн. м3 конденсата (данные Ю. Г. Чашкина и Др.). Часть выпавшего в пласте кон- денсата остается невытесненной и защемленной продвигающей- ся водой, что увеличивает объем углеводородов в зоне вытесне- ния. Имеются сведения о том, что при выпадении жидких угле- водородов в пласте порода частично гидрофибизируется (данные В. Н. Николаевского, Э. А. Бондарева и др.). Следовательно, на- личие конденсата в поровом пространстве заметно снижает фазо- вую проницаемость для воды. Образование конденсатной оторочки. Впервые образование конденсатной оторочки перед фронтом вытеснения было описано •156
в работе [52]. В последние годы накоплен обширный материал, подтверждающий вымыв жидких углеводородов из порового про- странства [15]. Оказалось возможным косвенно оценить размеры оторочки жидких углеводородов перед фронтом вытеснения. По Ленинградскому месторождению в зоне скв. 1, 4, 43 протяжен- ность оторочки оценивается соответственно в пределах 26, 37 и 32 м [15]. Для проталкивания оторочки по пласту требуется оп- ределенный градиент давления, который с увеличением конден- сатной оторочки растет. Расширение газа за фронтом вытеснения. Из рис. 39 видно, что давление в зоне вытеснения на Ленинградском месторожде- нии продолжительное время снижалось. Аналогичная картина наблюдалась на большинстве разрабатываемых газовых место- рождений. Снижение давления в обводненной зоне приводит к расширению защемленного газа и газа, не охваченного вытесне- нием и локализованного в виде целиков в свободном состоянии, и к увеличению занятого ими объема порового пространства, что снижает фазовую проницаемость для воды. Необходимо отме- тить также, что увеличение объема газовых целиков приводит, по-видимому, к двум противоположным результатам. С одной стороны, растет сопротивление для воды, продвигающейся из гидродинамической системы, а с другой —происходит проталки- вание воды, замкнувшейся за целиками, в глубь газовой залежи, так как газовые целики расширяются преимущественно в область меньшего давления. Уменьшение сечения поровых каналов. Пористость и прони- цаемость коллекторов в зоне вытеснения в процессе разработки могут уменьшаться по мере снижения пластового давления в за- лежи и увеличения вертикального напряжения на скелет породы продуктивного горизонта. Результаты некоторых экспериментов показали [107], что при повышении давления обжима керна до 210 кгс/см2 проницаемость тонкозернистого крепкосцементиро- ванного песчаника может уменьшаться на 75% от начального значения. На Ленинградском месторождении к началу 1977 г. среднеарифметическое значение пластового давления по 36 дей- ствующим скважинам снизилось до 45 кгс/см2. Таким образом, скелет породы в газонасыщенной зоне испытывал дополнитель- ное давление 181 кгс/см2. Это привело к сжатию породы и сниже- нию пористости и проницаемости коллектора как в газоносной зоне, так и в зоне вытеснения и в приконтурной зоне. Так как в уменьшающейся по объему газоносной области месторождения при его разработке пластовое давление все время снижается, то контурные воды внедряются в пласты, подвергающиеся сжатию за счет растущего вертикального напряжения на скелет породы, т. е. в пласты со все ухудшающимися коллекторскими свойст- вами. Это должно оказывать тормозящее действие на продвига- ющиеся воды. Аналогичные процессы отмечаются на всех газоконденсатных 157
месторождениях, так как по ним вертикальное напряжение на скелет породы также значительно увеличивается (см. табл. 27). Перенос глинистых частиц и возможное засорение поровых каналов. Продуктивные горизонты газоконденсатных месторож- дений Краснодарского края сложены песчаниками, алевролитами и глинистыми алевролитами с прослоями глин. Цементирующим веществом являются в основном глинистые минералы. Скорости продвижения пластовых вод в залежи Ленинградского месторож- дения колеблются в широких пределах и достигают 0,8 м/сут [86]. При наличии глинистых минералов и при высоких скоростях продвижения воды может происходить перенос глинистых частиц в дисперсном состоянии и закупорка сужении порового простран- ства [128]. На Ленинградском месторождении, например, перенос глинистых частиц продвигающимися водами подтверждается выносом из некоторых скважин в период их обводнения глини- стых осадков. Вынос породы наблюдался в скв. 1, 29, 52, 56, 76, 86. Специальными исследованиями установлено [94], что осадки являются аналогами глин, глинистых прослоев и глинистых це- ментов. Это позволяет утверждать, что на Ленинградском место- рождении происходит частичное разрушение глинистого вещест- ва, его перенос на значительные расстояния и, возможно, заку- порка проводящих каналов глинистыми частицами. Выделение газа из пластовой воды. В приконтурной зоне Ле- нинградского месторождения, по данным В. Г. Ермолаева, со- держание растворенного газа равно около 2 м3/м3. Давление на- сыщения составляет 191 кгс/см2. При снижении давления в при- контурной зоне и в зоне вытеснения ниже давления насыщения из воды выделяется газ. Из данных работы [107] можно опредс- литьь что на Ленинградском месторождении при снижении пла- стового давления от начального (226 кгс/см2) до 180 кгс/см2 (ми- нимальное давление на контакте газ—вода в профиле скв. 3 и 1) из воды выделяется 5%, а при снижении давления до 120 кгс/см2 (давление после подхода воды к целому ряду скважин, эксплуа- тирующих пачку 2) — 28% растворенного газа от начального объема растворения. Это значит, что в зависимости от давления в зоне вытеснения и в приконтурной области из каждого кубо- метра воды выделяется от 0,25 до 0,68 м3 газа, Объемы внедрив- шейся воды в газовые залежи Ленинградского месторождения, из которых выделяется растворенный газ, составляют десятки миллионов кубометров, а объем выделившегося газа в зоне вы- теснения и вокруг месторождения может достигать десятков мил- лионов кубометров, что снижает фазовую проницаемость для воды. Выделившийся растворенный газ в зоне вытеснения, соеди- няясь с газом в целиках, способствует более быстрому продви- жению газа вверх по пласту в чисто газовую зону или в куполь- ную часть обводненного пласта. В случае различия химических составов газов факт накопления растворенного газа можно про- верить на любом из месторождений при эксплуатации либо ча- 158
стично обводнившнхся скважин, либо скважин, введенных в экс- плуатацию в зоне вытеснения после их некоторого простоя. Ра- боты, выполненные в лаборатории по борьбе с коррозией Красно- дарского отдела СевКавНИИгаза, показали, что по некоторым месторождениям в обводняющихся скважинах заметно увеличи- лось содержание СО2, которого в растворенном газе больше, чем в газе залежи. Добыча пластовой воды. По мере продвижения газоводяного контура (контакта) пластовые воды подходят к забоям все боль- шего числа действующих скважин, и они вступают в период вод- ной эксплуатации ’. В зависимости от состояния скважин, проч- ности, мощности и проницаемости вскрытого коллектора, депрес- сии на пласт, соотношения дебитов флюидов (газ, конденсат, вода) период эксплуатации с водой может быть различным. Од- нако на завершающей стадии разработки на каждом из место- рождений значительный фонд скважин работает с пластовой во- дой. Например, на Ленинградском месторождении в августе 1976 г. из 34 действующих скважин 22 эксплуатировались водой. На 1/VIII 1976 г. общая добыча учтенной воды по месторожде- нию составила 319 тыс. м3, в том числе примерно 230 тыс. м3 пластовой. В действительности накопленный отбор пластовой воды больше приведенного, так как на промысле не учитывается жидкость, удалявшаяся при продувках скважин, дрипов и рас- ширительных камер на газопроводах. В результате добычи вместе с газом жидкости часть поступив- шей в залежь пластовой воды нс участвует в дальнейшем про- цессе вытеснения газа, что несколько уменьшает скорость ее про- движения. Проникновение в пласт фильтрата бурового раствора. На месторождениях с широкими масштабами обводнения скважин возникает необходимость выполнять большие объемы изоляци- онных ремонтов. На упоминавшемся уже Ленинградском место- рождении до 1/1 1975 г. 63 скважины простаивали по причине подземного и капитального ремонтов 5098 сут, из них большую часть времени призабойная зона скважин находилась под воз- действием глинистого раствора. После значительного снижения давления, когда репрессии на пласт стали достигать 75— 100 кгс/см2 и более, наблюдалось интенсивное поглощение жид- кости (иногда до нескольких объемов скважины). Фильтрат мо- жет проникать в пласт на значительное расстояние от забоя (74]. Если фильтрат раствора пресный, то это вызывает набухание глинистых частиц коллектора с увеличением их объема (по дан- ным М. Н. Базлова,— до 13%), что, безусловно, снижает про- ницаемость коллектора. 5 На краснодарских месторождениях за начало периода водной эксплуа- тации условно принимается дата стабильного получения из скважины воды с содержанием хлор-иона больше 1 г/л. 159
Увеличение гравитационного сопротивления. Начальная от- метка газоводяного контакта — это та условная исходная грани- ца, при пересечении которой пластовые воды начинают свое внед- рение в газовую залежь пластового типа, образуя зону вытесне- ния, По мере подъема ГВК перепад давления между гидродина- мической системой и газовой залежью будет уменьшаться за счет противодавления растущего столба жидкости, которое может быть значительным. Например, для пачки 1 Ленинградского ме- сторождения пластовые воды практически продвинулись вверх по пласту в купольную часть структуры, в которой подошва пачки превышает отметку ГВК на 162 м. Увеличение размеров зоны вытеснения. На всех газовых и газоконденсатных месторождениях по мере внедрения контурных вод растет зона вытеснения. На Ленинградском месторождении на 1/1 1975 г. из общего начального газонасыщенного порового объема 251,3 млн. м3 по пачкам 1, 2, 3, и 4 на зону вытеснения приходилось 217,1 млн. м3. Таким образом, в процессе разработ- ки зона ухудшенной проницаемости для воды возрастает и ока- зывает все большее сопротивление продвигающимся водам. Из рассмотренных факторов, ограничивающих темпы внедре- ния вод в разрабатываемые залежи Ленинградского месторожде- ния, на других залежах могут проявиться не все, но могут воз- никнуть и какие-то новые. Однако в любом случае доминирую- щими будут факторы, связанные с тормозящим эффектом зоны газоводяной смеси. Изменение энергии водонапорного бассейна, а также факторы технологического плана (темп отбора газа из залежи, система вскрытия и др.) имеют, видимо, подчиненное значение. КОНТРОЛЬ ЗА ТЕМПАМИ ВНЕДРЕНИЯ КОНТУРНЫХ ВОД ПО ИЗМЕНЕНИЮ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА ЗАКОНТУРНЫХ ЗОН ЗАЛЕЖЕЙ И УДЕЛЬНЫХ ОТБОРОВ ГАЗА Контроль за изменением скоростей и темпов внедрения вод с помощью карт текущего положения газоводяиого контура (карт обводнения) не всегда может дать надежные результаты. При сводовом или кустовом размещении скважин, при равно- мерном, но с большими расстояниями скважин от начального газоводяиого контура информацию о динамике скоростей внед- рения вод или вообще не удается получить, или она поступает с большим опозданием. Наиболее трудно уверенно зафиксиро- вать начало внедрения вод в залежь; так как обводнение прп- контуриых скважин почти всегда с равной вероятностью можно объяснить и началом общего внедрения вод, н локальным подтя- гиванием их из-за образовавшейся воронки депрессии. Возникает необходимость применения каких-то косвенных спо- собов контроля за темпами внедрения пластовых вод, не требую- щих данных об обводнении эксплуатационных скважнн. 160
Использование с этой целью информации о динамике давле- ний в пьезометрических скважинах также сопряжено с некото- рой неопределенностью, поскольку даже самый интенсивный темп снижения давления или уровня для бассейна ограниченных размеров может сопровождаться небольшими объемами внедре- ния, а для мощного водонапорного бассейна с высокопроницае- мыми коллекторами любому (по интенсивности) внедрению мо- жет сопутствовать незначительное снижение давления (уровня). При жестком водонапорном режиме, т. е. при максимальной ин- тенсивности внедрения вод, давление в законтурных пьезометри- ческих скважинах вообще не снижается. Более эффективными могут оказаться способы, основанные на использовании зависимости теплового режима законтурной зоны залежи и удельного отбора газа (т. е. количества добытого из залежи газа, приходящегося на единицу снижения пластового давления) от темпа внедрения вод. Остановимся подробнее на каждом из этих способов. Способ контроля за темпами внедрения вод по динамике теп- лового режима законтурных зои залежей. Этот способ рекомен- дуется авторами для залежей пластового типа, разработка кото- рых сопровождается достаточно большими объемами внедрения и высокими скоростями продвижения вод (0,5 м/сут и более, что характерно, например, для некоторых газоконденсатных место- рождений Краснодарского края). Как известно, в залежи пластового типа контурные воды внед- ряются, продвигаясь по наклонным пластам из более погружен- ных зон. Температура вод, за редким исключением, с погруже- нием увеличивается в соответствии с геотермическим градиен- том, характерным для каждого конкретного региона. Возникает вопрос: не изменяет ли внедрение этих вод тепловой режим за- лежи и окружающего ее бассейна или за время продвижения вода успевает принять температуру газового пласта? Анализируя результаты многочисленных замеров температу- ры на забоях наблюдательных законтурных скважин газоконден- сатных месторождений Краснодарского края, В. Н. Матвиенко пришел к выводу [55], что тепловой режим не остается неизмен- ным. В начальный период разработки залежей отмечалось неко- торое пониженно температуры законтурных зон в окрестности газоводяных контуров, что вызвано, видимо, выделением в сво- бодную фазу и последующим дросселированием растворенного в воде газа при снижении давления вследствие распространения воронки депрессии в водоносном бассейне. В дальнейшем темпе- ратура начинала расти, а затем, достигнув максимума, снова по- нижалась. Рост температуры в работе [55] объяснялся прпвносом избыточной теплоты внедряющимися водами, тем большим, чем интенсивнее внедрение вод на данном участке залежи. Причины понижения температуры после достижения максимума автор ра- боты [55] не рассматривал. 6—1939 161
Рис. 42. Динамика температур на за- боях законтурных скважин в зале- жах Сердюковского (а) и Березан- ского (б) месторождений. Скважина: 1 — 23; 2— 27; 3 — 22 Рис. 43. Динамика скоростей внедре- ния вод в залежи. Месторождение: / — Сердюковское; 2— Березанское Предположение о взаимосвязи темпов внедрения вод в зале- жи и тепловых режимов их законтурных зон хорошо подтвержда- ется при сопоставлении кривых изменения температуры в закон- турных скважинах некоторых месторождений Краснодарского края и кривых динамики скоростей внедрения вод в залежи тех же месторождений [95]. Для примера иа рис. 42, 43 показаны кривые изменения скорости и температуры для Сердюковского и Березанского месторождений. Как видно, рост и понижение температуры в законтурных наблюдательных скважинах соответ- ствуют увеличению и снижению скоростей продвижения вод по пластам тех же месторождений. Амплитуда изменения темпера- туры по сравнению с начальной тем больше, чем выше скорость внедрения, а максимумы кривых во времени практически совпа- дают (некоторое несовпадение вполне вероятно, если учесть, что средняя для залежи скорость внедрения v по обводнению сква- жины находится с определеииой погрешностью из-за неравномер- ности стягивания контура, размещения скважин на структуре и т. д.). Следует отметить, что существенное изменение температур отмечалось лишь по скважинам, расположенным в зонах, где скорости внедрения вод составляли 0,5—1 м/сут и более. Если же скорости продвижения вод невелики, то характерных кривых из- менения температур с максимумом не наблюдалось. Если изменение скоростей внедрения от температуры иа за- боях законтурных наблюдательных скважин закономерно, то та- кую зависимость можно использовать для оперативного контроля за темпами внедрения вод для любых залежей, в том числе и с произвольным размещением скважии иа структуре. С целью проверки обоснованности выводов о взаимосвязи кривых скоростей и теплового режима, полученных по промыс- ловым данным, были использованы соответствующие математи- ческие модели [35, 63]. Рассмотрим температурное поле наклон- 162
кого водонасыщениого пласта ограниченной протяженности, од- нородного по коллекторским свойствам. Допустим, что по нему с момента t = t0 начинают продвигаться контурные воды, внед- ряясь в разрабатываемую газовую или газоконденсатную за- лежь. Будем учитывать теплообмен фильтрующейся жидкости с породами кровли и подошвы пласта. Предположим, что тепло- физические свойства воды и пород пласта таковы, что теплооб- мен между жидкостью и породой пласта совершается мгновен- но, теплофизические параметры воды, закачиваемой и первона- чально насыщающей пласт, одинаковы, фазовые переходы отсут- ствуют. Процесс распространения теплоты в линейном наклонном пла- сте и в окружающих его породах при нагнетании несжимаемой жидкости описывается следующими дифференциальными урав- нениями и краевыми условиями: дП &>Т УСМ дТ = С1|Л дТ . dx^ Oz'2 Хпл дх X1U dt 0<х<оо; Z!<2<z2; т (0, z. t)=T,^ 7” (сю, z, t) — T (со, z, 0); (10) Т (х, z, 0)=7'(0, 0, 0) — (х sin a — z cos a)|grad Т (11) т. е. начальное распределение температуры определяется темпе- ратурным градиентом <рз t __ с„ ае dx'i "Т" dz- лп dt ’ -oo<z<Zj (пласт-подошва); (12) z2<z 0 е0 (пласт-покрышка); jc = co:0(co, z, /) = 6(оо, z, 0); (13) г^оо :9(х, оо, /) = 9(х, оо, 0); х = 0: д$]дх=О~ тепловой поток на входе в покрывающий и подстилающий^пласты отсутствует; z = z{} дТ* - К. dO Z = z>] dz Х|1Л dz Здесь Т — температура в пласте; 0 — температура выше- и ниже- лежащих пород; v — скорость фильтрации теплоносителя (воды); х, z — координаты; СПл, Хпл — теплоемкость и теплопроводность пласта соответственно; Сп, Ап — теплоемкость и теплопроводность 6* Jf)3
окружающих пород соответственно; а — угол наклона пласта к горизонту. Условие (И) берется для всей рассматриваемой области (температурный градиент принимается одинаковым для пород пласта, покрышки и подошвы). Условимся далее рассматривать такой период за ко- торый температура вблизи границ вмещающего и окружающих пластов не успевает измениться. Тогда, очевидно, можно принять граничное условие такое же, как и для бесконечного пласта. Уравнения (9) и (12) можно заменить одним д А да \ । д К ди \_______ди _________q да дх \ дх / dz \ dz / ж дх дх ’ (15) (0^z< zr); (0<х<хг); (0</<л), где ( Т при Zi С z z2, 1б при 0 < z С < z -< zK\ при z,<z<z,, ( 0 при Osjz^z,, z2<z<zK; С„, при Zi < z < z2, Cn при z2^z ^zK. Уравнение (15) решается при условиях: /(х, z, 0)=«(0, 0, 0) — (х sin a — z cos а) | grad и |; (16) — 1=0 dx |х-о п —тепловой поток на входе в покрывающий и подстилающий пласты отсутствует; z2 < Z < Zk (17) и|х-о =Z!<z<z2; (18) и(х, 0, /)—и(х, 0, 0); и(х, zK, t)=u(x, zK, 0); и(хк, z, t)=u(xK, z, 0). (19) Для решения задачи используем подход, подобный применяе- мому при электрических и гидравлических аналогиях [35, 53, 63, 120]. Разобьем область на элементарные квадраты. К каждому квадрату применим закон теплопроводности и формулы теплово- го баланса для теплосодержания тела. Уравнение теплового ба- ланса элемента за шаг времени Д/ будет следующим: С/^ДДЛ)2 (wzji+i — и»,/,*) —Qi -рОг “г Qa “г Q-i' (20) 164
где i = 0, 1,2,... — номер строки (координата г); / = 0, 1, 2, ... — номер столбца (координата х); & = 0, 1,2,... — номер временного шага: Qb Q2, Q3, Qt — теплопотоки через стороны квадрата; С.»— теплоемкость квадрата. Теплопоток через верхнюю сторону квадрата равен: = (21) Л • Тепловое сопротивление $ между квадратами (i—1)/ и I/ примем равным их среднему сопротивлению: /?!-’=—(_!__+—!___U + (22) Аналогично для соседних сторон квадрата *i) + q3=(23) X«V + Подставив (23) в (20) н проведя преобразования, получим: и?/1 = А$иц-j--j-4 —-1)>И- и-|- Aw'(/+i)’ (24) где д1 =^a A'-w . hj 4- 4/ + xi(/-i) __ 2Д/Х;/ b/rtCij ’ д XU+D/ h} 4- a Xa/+D /14 — u---------, X^ + X/(/+n 4 л0=1-^л,.. (25) Уравнение (24) представляет собой явную конечно-разност- ную схему для уравнения теплопроводности (без конвективного члена). Разностную запись конвективного члена можно получить из физических соображений или формальной заменой члена УС* ди X дх
Представим его как X дл тогда с учетом конвективного члена уравнения (24) запишем: Uij~ = 1)у4~ + М) - <7+1д\"ц?-- (ЭД Граничные условия реализуются следующим образом: для зависимости (19) в граничных узлах задаются температуры, оп- ределяемые начальным условием (16); теплопроводность прини- мается равной оо (машинной бесконечности); условие второе (17) — теплопроводность в соответствующих граничных точках полагается равной нулю. Скорость фильтрации жидкости должна быть определена для всех точек области в каждый момент. При решении задачи использовались следующие исходные данные [107]: Мощность пласта.................... 8 м Мощность пласта-покрышки........... 25 м Мощность пласта-подошвы............ 25 м Длина пласта..................... 80 м Теплопроводность пласта . ............. 2,8 ккал/м ч-°C Теплопроводность покрышки и подошвы 1,8 ккал/м-ч-°С Теплоемкость пласта............... 543 ккэл/м3-°С Теплоемкость покрышки и подошвы . . 511 ккал/м3-0С Теплоемкость воды............ ... . 1000 кхал/м3-°С Температурный градиент................ 0,03 °С/м Угол, наклона пласта ............... 30° Начальная температура на входе в пласт 100° С Шаг разностной сетки по координате составлял 2 м, по вре- мени — от 1 до 24 ч в зависимости от скорости продвижения воды и условия устойчивости схемы. Учитывая то, что вода продвига- 0 7Э iU 75 !00 125 i,cym Рис. 44. Динамика температуры в на- клонном пласте на расстоянии 20 м прн различных скоростях внедрения воды. S = 20 М; V, м/сут: / — 2; 2 — 0.5; 3 — 0.2 ется из более глубоких горизон- тов и, следовательно, имеет бо- лее высокую температуру, про- вели расчеты прн 105° С на вхо- де в пласт. На рис. 44 показано изменение температуры в точ- ке пласта на расстоянии 20 м от нагнетательной галереи при различных темпах внедрения (скоростях закачки) воды (0,2—2 м/сут). Примерно в та- ком диапазоне находится ско- рость продвижения законтур- ной воды по промысловым дан- 166
Рис. 45. Изменение температуры по длине наклонного пласта при различных скоростях внедрения. Скорость внедрения, м/сут; 1 — 2; 2—I; 3 — 0.5; 4— 0,2 ним. Из рисунка видно, что темп роста температуры от началь- ной до температуры на входе в пласт тем больше, чем выше темп внедрения воды. Это время составляет для принятых скоростей соответственно 5,14 и 100 сут. Теплообмен с окружающими породами хорошо заметен по распределению температуры по координате (на различных рас- стояниях от нагнетательной галереи) при одинаковом положении фронта воды и различных скоростях. При меньших скоростях фильтрации, т. е. большей продолжительности процесса, темпе- ратура в одной и той же точке пласта меньше из-за большей теп- лоотдачи. Результаты расчетов, моделирующих внедрение вод с переменной скоростью, приведены на рис. 45. Скорость иа входе в пласт менялась от 1 до 2 м/сут. В пласте, на забоях пьезометри- ческих скважин отмечается такое же изменение температуры, как на рис. 45. На рис. 46 изображены кривые изменения темпе- ратуры иа расстояниях 10 и 16 м от входа в пласт (от началь- ного газоводяного контура). Полученные данные согласуются с наблюдениями автора ра- боты [55]. Это дает основание считать, что первоначальный тепло- вой режим законтурной зоны разрабатываемых газовых и газо- конденсатных залежей при достаточно высоких скоростях внед- рения в них контурных вод может существенно изменяться. Ин- Т°( 1V5 JOh Рис. 46. Динамика температуры наклонного пласта на расстоянии 10 и 16 м от нагие- 7/Z? тательной галереи и при переменной скоро- jgj сти продвижения воды. х/=!,0—-2,0 м/сут; 3, м; / —J0; 2 —J6 1G7
тенсивность этого изменения четко увязывается с темпом внедре- ния вод. Количественный рост температуры в окрестности на- чального газоводяиого контура для каждого конкретного место- рождения различный и определяется не только скоростью внед- рения, ио н сочетанием теплофизических свойств пород, слагаю- щих продуктивный пласт, а также пород кровли и подошвы пла- ста, количеством растворенного газа в воде приконтурной зоны, минерализацией воды и т. д. Таким образом, анализ динамики температуры на забое за- контурных наблюдательных скважин может дать оперативную и полезную информацию о динамике темпов внедрения вод в за- лежи. Способ ие дает возможности оценить темп внедрения ко- личественно, но зато позволяет получить представление о каче- ственной стороне процесса, о характере изменения темпов внед- рения в процессе разработки газовых залежей пластового типа, скорость продвижения воды в которых достаточно высока. Для реализации способа в промысловых условиях достаточно заме- рять температуру в пьезометрических скважинах три—четыре раза в год. Способ контроля за темпами внедрения вод по динамике удельных отборов газа. Внедрение краевых вод в газовые или га- зоконденсатные залежи уменьшает их газонасыщеннын объем и темп снижения пластового давления. Причем замедление это тем больше, чем интенсивнее внедрение воды и чем полнее она компенсирует отобранное количество газа. При объемах внед- рения, равных объему отобранного газа в пластовых условиях, как известно, давление в залежи вообще не снижается. При известной интенсивности внедрения вод логично ожидать и соот- ветствующего изменения степени компенсации отбора газа. Сте- пень поддержания давления легко оценить отбором газа иа еди- ницу снижения давления (удельным отбором газа нз залежи): где SQi и IQ2 — соответственно учтенный накопленный отбор газа из залежи иа периоды и t%\ Pi— средневзвешенные при- веденные давления, pi = PtTQ/ZiTp&T-, То/Т — температурная по- правка. Для газового режима, если вся залежь охвачена дренирова- нием, отношение &QI&p, как известно, численно равно началь- ному поровому объему залежи и в процессе разработки остается неизменным. Но если появляются факторы, тормозящие или ус- коряющие темп снижения давления, то б соответственно будет увеличиваться или уменьшаться. Среди факторов, приводящих к увеличению в процессе разработки залежи указанного отноше- ния, можно отметить внедрение воды, конденсацию углеводоро- дов, уменьшение объема залежи вследствие деформации пород 168
млн взаимодействия с соседними месторождениями или залежа- ми, переток газа из других залежей или менее дренируемых бло- ков /пи участков той же залежи и др. К числу факторов, увели- чивающих б. относятся неучитываемые величинами 2Q, перетоки газа из залежи (виутрипластовые или межпластовые, аварий- ные), увеличение порового объема залежи вследствие взаимодей- ствия с соседними залежами, испарение остаточной воды и пр. Чаще доминируют внедрение вод и перетоки газа. Обе причи- ны обычно уверенно фиксируются по промысловым данным. Сле- довательно, изменение 6 — это чаще всего изменение темпов внедрения вод или перетоков газа. И действительно, при доста- точно частых и достоверных замерах текущего пластового дав- ления и отбора газа из недр, как показывает опыт разработки месторождений Коми АССР и Краснодарского края, динамика б позволяет наглядно судить о динамике темпов внедрения вод или перетоков газа. Для иллюстрации на рис. 47 показаны кривые изменения б-AQ/Ap, полученные в процессе разработки нижнемеловых за- лежей Каневского. Челбасского и Майкопского (III горизонт) месторождений. Как видно из рисунка, для всех трех месторож- дений кривые б имеют максимум, которому предшествует рост и последующее снижение удельного отбора. Доминирующим фактором, влияющим на динамику давлений в залежах Канев- ского и Челбасского месторождений, является внедрение контур- ных вод, что убедительно подтверждается совпадением измене- ния кривых б и скоростей внедрения вод в залежи этих место- рождений (см. рис. 47). Из данных работы [95] следует, что при разработке Майкопского месторождения отмечены перетоки газа из горизонта в горизонт, но судя по хорошему совпадению кри- вых д п скоростей внедрения, для залежи 111 горизонта влияние перетоков на динамику пластового давления носит подчиненный характер по сравнению с подпором внедряющихся вод. Влияние межпластовых и внутрипластовых перетоков газа па динамику удельных отборов и темп снижения давления применительно к месторождениям Коми АССР показаны на рнс. 48. Отметим в заключение, что описанный способ контроля за темпом внедрения требует точности замера давлений и отборов газа. Ведь темп снижения среднего давления по разрабатывае- мым залежам обычно не превышает нескольких килограммов на сантиметр квадратный, и тогда ошибка всего в 0,5 кгс/см2 может привести к заметным погрешностям в определении б. Поэтому при обработке данных об удельных отборах необходимо приме- нять соответствующие статистические методы. Указанный способ даст информацию о темпах внедрения вод только в том случае, если вся залежь охвачена дренированием, иначе рост удельных отборов скорее будет свидетельствовать об увеличении объема 169
Рис. 47. Динамика удельных отборов газа из залежей с упруговодонапорным режимом раз- работки. Месторождение: а —Каневское; б — Челбасское: в— Майкопское (III горизонт)
Рис. 48. Динамика удельных отборов из залежей с пере- токами газа. Месторождение: а— Верхне- Омрннское (16 пласт); б — Вой- Вожское (III пласт); в — Ни- Сельское (III пласт) дренирования. Из-за большой вероятности искажения кривых б и возможного влияния на нх характер не только внедрения вод, но и других факторов, рассмотренный способ следует применять в сочетании с другими, упомянутыми в этой главе, что повысит его информативность.
ГЛАВА V КОНТРОЛЬ ЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ДИНАМИКОЙ СОСТАВОВ ИЗВЛЕКАЕМЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ Современные приборы н методы исследования скважин и пла- стовых систем обычно позволяют достаточно уверенно оценить газоконденсатную характеристику (ГКХ) месторождений уже на стадии разведочных работ. Несколько сложнее изучение газо- конденсатной характеристики многопластовых месторождений, а также месторождений, имеющих большой этаж газоносности илн разбитых на многочисленные блоки разрывными нарушени- ями. Однако и в таких случаях к моменту составления техноло- гических схем нлн проектов опытно-промышленной, а тем более промышленной эксплуатации ГКХ бывает уже детально изучена. Методы исследования ГКХ регламентированы соответству- ющими инструкциями, в которых подробно описаны требования к промысловым исследованиям скважин и лабораторным иссле- дованиям пластовых газоконденсатных систем, даны условия, при которых обеспечивается представительность рекомбинированных проб, приведены методы оценки группового и фракционного со- ставов конденсата и т. д. Подробно рассмотрены конструкции и рабочие схемы установок фазовых равновесий УГК-3 и УФР-2. Учитывая подробность изложения методов исследований ГКХ и требований к ним в инструкции [31], опишем лишь особен- ности практического осуществления промыслового контроля за ГКХ и ее динамикой, а также динамикой составов газа и конден- сата в процессе разработки месторождений. К настоящему времени одним нз наиболее сложных у нас в стране с точки зрения исследования ГКХ является Вуктыльское месторождение. В связи с этим, а также с большим объемом полученной информации, практика контроля за ГКХ н составом извлекаемых углеводородов, реализованная на Вуктыльском ме- сторождении, принята за основу при подготовке данной главы. КОНТРОЛЬ ЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКОЙ В ходе проектирования разработки Вуктыльского месторож- дения исходные данные о его газоконденсатной характеристике и начальных физико-химических свойствах газа и конденсата были получены по 10 скважинам (скв. 2, 3, 7, 8, 11, 13, 21, 26, 125 и 127, см. рис. 4). Как видно из положения скважин на структуре и отметок вскрытых интервалов, ГКХ всей толщи продуктивного 172
Таблиц а 28 Газоконденсатная характеристика скважин в начальных условиях Номер сква- жины Вскры гнй HHiepBa.'i, м Начальные пластовые параметры на середину интервала Содержание конденса- та в газе сепарации Потенциальное содержание Cs4- Рцл, кгс/см’ t, °C сырого, см’/м* с габиль- ного. см’/м* см’/м’ г/м* 3 2874,7—2413 349,0 48,0 815 497,0 504,0 360,0 8 2750-2563 356,5 52,5 779 491,0 448,2 332,1 И 2318-2607 345,0 47,5 839 522,0 491,7 362,9 21 2908-3257 371,2 61,2 866 524,0 524,0 26 3230-3324 379,0 62,4 845 515,0 478,3 354,6 28 3366-3323 374,0 64,5 830 514,6 491,8 364,8 горизонта была представлена довольно равномерно и полно. В результате исследования было отмечено следующее. 1. Начальный состав пластового газа и физико-химических свойств стабильного конденсата одинаковы для всего месторож- дения (табл. 28, 29). 2. В пластовом газе содержалось 360 г/м3 конденсата. 3. На установке УГК-3 (использовали рекомбинированные пробы) была выявлена динами- a ка выпадения конденсата в пласте при снижении пласто- вого давления и определено, что давление начала конденсации ниже среднего пластового (370 кгс/см2) на 30—40 кгс/см2. С учетом всех этих дан- ных по общепринятой мето- дике ВНИИГаза была рас- считана и построена кривая содержания С5+ в добывае- мом газе, т. е. кривая qK = f(pt) (рис. 49). Для дополнительного под- тверждения недонасыщенности пластового газа конденсатом скважины исследовались и при малых депресонях, а в бомбе PVT изучались смеси с повы- шенными конденсатными фак- торами. Было отмечено, что увеличение факторов сразу же приводило к снижению давле- Рис. 49. Содержание С$+ в добывае- мом газе Вуктыльского месторожде- ния и результаты исследования сква- жин на газоконденсатность. /— содержание Cj+ в см’/м’; 2 — содер- жание Cj+ в г/м’ 173
Таблица 29 Изменение состава пластового газа контрольных скважин Вуктыльского месторождения на различных этапах снижения пластового давления Номер скважины Среднее пластовое давление, кгс/см* Глубйна середины вскрытого интервала, м Состав пласювого газа, мол. % Плотное 1Ь, кт/м3 Молеку- лярная масса Содержание Cs + н сухом газе N, с4 С, с, i-C4 л-Сч С&+ г/м3 см’/м3 Усреднен- ный состав 370,0 3025,0 4,70 75,10 8,90 3,60 0,50 1,00 6,40 — 26,90 360,0 504,0 23 328,0 3063,0 4,40 75,10 9,00 3,60 0,50 1,00 6,40 26,00 335 0 450,0 459,9 459,6 394,9 397,8 378,5 351 ,4 288,2 379,4 13 312,0 3182,5 4,50 74,77 9,00 3,72 0,60 1,06 6,35 1,1020 26,30 249’8 3 295,0 2689,0 4,24 74,12 9,60 3,86 0,51 0,85 6,64 1,0880 25,86 334 6 8 291,0 2655,0 3,50 76,43 9,58 3,61 0,49 0,81 5,58 1,0450 25,00 288'8 8 289,0 2655,0 3,60 76,21 9,93 3,43 0,45 0,73 5,65 1,0490 25,00 292,0 21 285,0 3081,0 5,65 77,44 7,86 3,09 0,39 0,60 4,97 1,0058 22,54 277 5 8 2/3,2 2655,0 4,80 75,05 9,78 3,34 0,43 0,71 5,08 1,0200 24^20 254’4 13 260,0 3182,5 4,45 78,99 8,80 2,95 0,34 0,57 3,90 0,9496 21 ,71 204’8 148 240,3 3180,0 5,01 75,13 9,13 3,71 0,56 1,07 5,37 1,0340 23,37 278 ’2 8 242,0 2655,0 4,50 78,20 9,87 3,29 0,41 0,67 3,08 0,9500 22,61 184’3 214 5 21 239,0 3081,0 5,05 77,60 8,50 3,09 0,52 0,92 4,29 0,9740 22,73 295,0 282,4 266 0 13 238,2 3182,5 4,60 76,23 9,34 3,83 0,62 1,09 4,29 0,9903 22’64 201 3 106 210,0 3035,0 4,32 76,93 9,25 3,84 0,58 1,02 4,06 0,9680 22 Л 0 190 7 157 209,6 2557,0 4,98 77,85 8,97 3,49 0,43 0,73 3,55 0,9096 21,44 1530 220,5 195,0 252,4 228,8 175,2 157 197,0 2557,0 4,26 79,16 8,64 3,37 0,49 0,86 3,22 0,9250 21,49 139 0 148 197,0 3180,0 5,74 76,65 9,37 3,55 0,48 0,81 3,90 22,69 175’9 106 189,4 3035,0 5,00 78,27 8,34 3,43 0,48 0,78 3,70 22,18 154 7 8 175,0 2655,0 4,97 77,24 9,60 3,69 0,52 0,98 2,97 121
ния начала конденсации, что подтверждало правильность приня- того давления начала конденсации. Изменение фазового состояния пластового газа при падении давления рассчитывалось и по константам равновесия, однако полученные при этом результаты значительно отличались от экс- периментальных. Максимальная конденсация углеводородов С5+, как показали и промысловые, и экспериментальные исследования, отмечалась при давлении сепарации 70 кгс/см2 и —10° С. Эти условия и были приняты за основу при выборе схемы сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту. Для месторождений с высоким содержанием конденсата и большими объемами его добычи важно правильно прогнозиро- вать изменение содержания С5+ в добываемом газе. Для Вук- тыльского месторождения планирование его осуществлялось с использованием зависимости, показанной на рнс. 49, и с учетом информации о прогнозном изменении текущего пластового давле- ния в районе каждой из скважин и их дебитов. При этом, если предсказать на год — два вперед изменение текущих давлений и дебитов скважин даже с высокой точностью особого труда не составляет, то абсолютной уверенности в достоверности кривой ^к=/(рг) и построенного па се основе прогноза добычи стабиль- ного конденсата сначала не было. Выдвигались предположения, например, что представительность этой кривой, полученной экспе- риментально при помощи пустотелой бомбы, может быть сниже- на за счет влияния пористой среды. Были и другие сомнения. Следовательно, необходимо было подтвердить эксперименталь- ную кривую q>t=l(pi) промысловыми исследованиями скважин на газоконденсатность, выполняемыми периодически по мере сни- жения пластового давления. Эти исследования по сути дела и составляли цель и содер- жание контроля за газоконденсатной характе- ристикой месторождения, осуществляемого постоянно с момента ввода месторождения в разработку. Для того чтобы иметь по возможности более информативные сведения, характе- ризующие весь почти полуторакнлометровый разрез Вуктыль- ского месторождения, были пробурены опорные скважины с раз- ными отметками вскрытых интервалов и положениями на струк- туре (скв. 3, 8, 13, 21, 23, 106, 148). Чтоб получить возможность исследовать скважины в любой момент без ущерба для выпол- нения плановых объемов добычи газа в целом по промыслу, а так- же для обеспечения более высокого качества и сопоставимости условий исследований, в проекте разработки было предложено три скважины (скв. 8, 13 и 21) оборудовать специальными ста- ционарными индивидуальными сепарационными установками большой пропускной способности. Расположить их предполага- лось вблизи от устьев скважины. В середине 1977 г. на одной из скважин (скв. 8) такая установка была смонтирована. 175
Всего за 1969—1977 гг. было исследовано 18 скважин как че- рез УКПГ, так и при помощи модифицированной передвижной установки ЛГ1Г-1, на которой был смонтирован сепаратор второй ступени, увеличивающий ее пропускную способность до 500 тыс. м3/сут. Большинство скважин исследовалось по нескольку раз. Некоторые из полученных результатов показаны на рис. 49. Как видно из рисунка, экспериментальная кривая достаточно хорошо подтверждается данными промысловых исследований скважин. Значит, текущее содержание С5+ в газе Вуктыльского месторож- дения нс зависит от положения скважины на структуре и глуби- ны работающего интервала, оно определяется только текущим пластовым давлением. Промысловыми исследованиями скважин на газоконденсат- ность подтвердилось и давление начала конденсации, оказавшее- ся на 30—40 кгс/см2 ниже начального. Было также отмечено и еще одно важное обстоятельство — неодновременность начала выпадения в пласте тяжелых углеводородов для скважин с раз- ными глубинами вскрытия продуктивных отложений. Дело в том, что при среднем начальном пластовом давлении 370 кгс/см2 на от- метке —3025 м давление в кровле продуктивного горизонта со- ставляло 340 кгс/см2, а в подошве — 382 кгс/см2 Следовательно, при синхронном снижении давления в процессе разработки мес- торождения по всему этажу газоносности (см. главу II) в скважи- нах, вскрывающих продуктивные отложения вблизи кровли, рет- роградная конденсация углеводородов начиналась практически сразу после ввода скважин в эксплуатацию (забойные депрессии достигали 60 кгс/см2 н более). Зато в скважинах, где работающие интервалы были ближе к газоводяному контакту, выпадение С5+ началось лишь спустя год или даже больше после начала их эксплуатации. Давление начала конденсации можно контролировать как ин- дивидуально по каждой скважине, так н в целом по продуктив- ному горизонту, если пластовое давление снижается синхронно по всей его толще. Результаты исследований на газоконденсат- ность скважин Вуктыльского месторождения — наглядное тому подтверждение: независимо от положения скважины и отметки работающего в ней интервала текущее потенциальное содержа- ние С5-|- в добываемом газе точно соответствует пластовому дав- лению на дату исследования. Именно поэтому контроль за ГКХ на этом месторождении свелся к контролю за представитель- ностью кривой QK=f(pt), полученной в результате экспериментов на пустотелой бомбе УГК-3. Ясно, что в случае осуществления контроля за ГКХ месторож- дений многопластовых или разбитых на экранированные блоки, когда пластовые газоконденсатные системы залежей каждого пласта или блока характеризуются своей динамикой фазовых превращений, объем исследовательских работ значительно уве- личивается. 176
Параллельно с промысловой проверкой, а при необходимости и корректировкой экспериментальной кривой pK=f(pt), явля- ющейся, как уже отмечалось, основой для прогнозирования до- бывных возможностей месторождения по конденсату, периодиче- ски уточняются и другие параметры ГКХ (кривые потерь, содер- жание конденсата в отсспарированном газе и т. д.). КОНТРОЛЬ ЗА ДИНАМИКОЙ СОСТАВОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА Кроме исследований скважин на коиденсатностьс начала раз- работки Вуктыльского месторождения по мере снижения пласто- вого давления контролировалась динамика составов газа и кон- денсата. С целью повышения информативности была выделена сечь спорных скважин, из которых периодически отбирались про- бы газа и конденсата на анализ (скв. 3, 7, 8, 11, 145). Схема сбора и переработки Вуктыльского конденсата имеет свою особенность. Сырой конденсат (содержащий в себе раство- ренный газ) отбирается из конденсатосборников и частично де- газируется при 25 кгс/см2. Отобранный при этом газ дегазации затем совместно с газом сепарации направляется в магистраль- нын газопровод, а так называемый нестабильный конденсат вместе с оставшимся в нем газом стабилизации в однофазном со- стоянии по кондснсатопроводу длиной почти 200 км транспорти- руется в г. Ухту на газоперерабатывающий завод. На заводе этот конденсат перерабатывают, выделяя стабильный конденсат, газ стабитилапии, широкую фракцию и пропан. При этом газ стаби- лизации составляет до 2—3% общего количества извлекаемого из недр Вуктыльского месторождения газа. По этой причине не- об.'.одим систематический контроль за динамикой содержания газов дегазации (выделяемых на промысле при снижении давле- ния до 25 кгс/см2) и особенно стабилизации (выделяемых на за- воде при дальнейшем снижении давления). Осуществляется конт- роль путем периодических отборов проб сырого и нестабильного конденсатов и последующей их дегазации в лабораторных усло- виях. Для примера на рис. 50 показана кривая изменения содер- жания газа стабилизации в конденсате Вуктыльского месторож- дения по мерс снижения плас- тового давления. По этой кри- < м3/т вой всегда можно оценить ко- ___— личество газа стабилизации I как в данный момент, так и на 200— !—------------ перспективу. Определенная в начале раз- /яД---1-----------------—- работки Вуктыльского место- рождения качественная харак- теристика газов и конденсатов была одинаковой по всем сква- Рнс. 50. Содержание газа стабилиза- ции в нестабильном конденсате Вук- тыльского месторождения 177
Таблица 30 Изменение содержания компонентов в газе Вуктыльского месторождения (скв. 8) Показатели Голы 1967 1972 ZS75 Пластовое давление, кгс/см2 355,5 288,0 210,0 Пластовый газ, мол. % 100,0 100 0 100,0 Газ селарапии 83,96 87.59 92,58 СО2 0,25 — n2 4,И 4,52 4.Ю Ст 70,78 71,79 74,87 с2 6,55 7,97 9,08 С3 1,60 2,18 2.82 0.42 0,75 ) } д 0,25 0,38 0,56 Молекулярная масса 18,70 19,23 19,66 Плотность, кг/м3 0,788 0,799 0,817 Сырой конденсат, мол. % 16,04 12,41 7,42 В том числе: растворенный газ 10,32 7,25 4 29 СО2 0,02 — n2 0,02 0,08 0,01 Cj 5,25 3,42 1 ,71 с2 2,59 1,96 0,96 С3 1,64 1,25 0.86 sc4 0,67 0,43 0,56 0,13 о,л 0,19 Молекулярная масса 27,52 28,14 32,6.3 Плотность, кг/мч 1,144 1,170 1,357 Стабильный конденсат С5 + , мол. % 5,72 5,16 3,13 Молекулярная масса 129,5 117,2 99,41 Плотность, г/см3 0,7410 0,7340 0,7014 жннам. Заметные изменения состава стабильного конденсата и газа начались лишь после снижения пластового давления до 330 кгс/см2. Это еще раз подтвердило правильность лаборатор- ной оценки давления начала конденсации. Поскольку темп сни- жения пластового давления по разным скважинам был неодина- ков, то проявились и различия в составах извлекаемых из раз- ных скважин углеводородов (см. табл. 29). Наибольшее число определений состава и свойств добывае- мых углеводородов было выполнено по скв. 8. В табл. 30, 31 пока- заны динамика распределения углеводородов по потокам и изме- нение свойств конденсата, добываемого из этой скважины. Как видно из таблиц, в 1967 г. пластовое давление в районе скв. 8 бы- ло равно 355,5 кгс/см2, а количество газа сепарации составляло 83,96 мол.%. По мере снижения давления доля газа сепарации начала увеличиваться и в 1975 г. при пластовом давлении 210 кгс/см2 достигла 92,5 мол.%. В то же время количество сыро- го конденсата уменьшилось с 16,04 до 7,42 мол.%. 178
Таблица 31 Изменение свойств стабильного конденсата в процессе эксплуатации скв. 8 Вуктыльского месторождения Дата отбора пробы Пластовое давление, кгс/см1 Плотность, Г/см’ Молекулярная масса Температура застывания, °C Температура выкипания 90%, °C Выход фракции, нес, % Групповой состав (НК—200° С), % НК—200° С 200—300° С А н м 1/XII 1968 г. 352 0,7435 130,0 -32 291 65,30 18,00 13,9 21,6 64,5 11/VI 1970 г. 330 0,7430 129,0 -34 298 63,02 17,70 13,9 21,1 65,0 18/IV 1972 г. 288 0,7402 126,0 -37 269 71,38 18,23 12,2 20,7 67,1 2/1 1973 г. 268 0,7396 124,0 -42 256 75,39 18,50 11,6 19,9 68,5 14/IV 1974 г. 240 0,7300 112,0 -52 233 84,48 10,23 Н,1 19,2 69,7 23/VII 1975 г. 210 0,7224 106,0 <—65 209 87,47 3,80 10,6 18,0 71.4 5/III 1976 г. 199 0,7116 105,0 < —65 200 91,01 (при 200— 263° С) 6,00 8,0 19,7 72,3 Примечание. На промысле выветренный конденсат отбирался при атмосферных условиях н в лаборатории стабилизировался при нагреве до 50е С.
Поскольку сырой конденсат представляет собой смесь жид- ких углеводородов С5+ и растворенного в них газа, то, естествен- но, что количество каждого из них также уменьшается соответ- ственно с 10,32 до 4,29 мол.% и с 5,72 до 3,13 мол.%. При этом можно заметить увеличение содержания более тяжелых углево- дородов как в газе сепарации, так и в растворенном газе, о чем свидетельствуют возрастающие молекулярные массы п плотности 'этих газов. Таким образом, в процессе разработки газоконденсатного ме- сторождения выход стабильного конденсата С§+ уменьшается как за счет выпадения более тяжелых углеводородов в пласте, так и увеличения их содержания в газах сепарации и дегазации. Контролировался и состав сырья, поступающего на установ- ку стабилизации Ухтинского газоперерабатывающего завода в виде нестабильного конденсата, содержащего в растворенном состоянии ряд углеводородов (от С| до Сб, а также азот). С августа 1970 г. начались систематические отборы проб не- стабильного конденсата при 25—27 кгс/см2 и —8° С и его иссле- дования путем разгазнрования. Пробы отбирались из напорной емкости на УКПГ и до отсекающей задвижки непосредственно перед стабилизационной установкой на газоперерабатывающем заводе. Кроме того, исследовался нестабильный конденсат по про- бам из опорных скважин с известным пластовым давлением. Дан- ные этих исследований говорят о следующем. 1. Качество нестабильного конденсата при его транспортиров- ке по конденсатопроводу протяженностью почти 200 км не из- меняется. 2. С падением пластового давления нестабильный конденсат облегчается, поскольку в его составе увеличивается содержание растворенных газов и уменьшается содержание C5-f-- Подтверж- дается это такими показателями, как изменение молекулярной массы, плотности, газового фактора и коэффициента усадки (табл. 32). Таблиц а 32 Компонентный состав и основные физико-химические показатели нестабильных конденсатов (р=25 кг/см2, t= —5° С) N, Компонентный состав, мол. % 145 13 8 8 368 245 200 198 0,14 0,15 0,16 0,20 16,19 16,70 17,01 20,47 12,22 13,74 13,76 13,75 12,59 15,43 14,18 14,14 3,32 3,09 3,41 3,05 6,59 5,83 6,95 5,61 48,95 45,06 44,53 42,78 77,00 68,60 65,39 63,08 0,820 0,763 0,735 0,725 180,0 0,6800 224,4 0,6494 253,4 0.6359 279,3 0,6235 ГС, t 180
Таким образом, девятилетний опыт эксплуатации Вуктыльско- го месторождения и контроля за газоконденсатной характеристи- кой показывает следующее. 1. Результаты исследований на пустотелой бомбе УГК-3 в на- чальных условиях динамики изменения содержания стабильного конденсата с падением пластового давления достаточно надежны. 2. Необходимо выделять опорные скважины, по которым си- стематически должны проводиться исследования газа и конден- сата. 3. Контроль за качественной характеристикой стабильного конденсата рекомендуется проводить по таким показателям, как плотность, температура выкипания 90%, содержание фракций НК —200° С и 200—300° С. На основании проведенных исследований установлено, что снижение пластового давления с 330 до 197 кгс/см2 сопровожда- ется уменьшением содержания С5+ в пластовом газе с 360 до 139 г/м3, облегчением сырого н стабильного конденсатов, повы- шением газового фактора нестабильного конденсата и увеличе- нием содержания Cs-f- в газах сепарации, дегазации и стаби- лизации. Описанный способ и особенности контроля за газоконденсат- ной характеристикой, видимо, можно взять за основу при реали- зации подобного контроля на любом другом месторождении, по- скольку на Вуктыльском месторождении были осуществлены ре- комендации ведущих специалистов в области газоконденсатных исследований (О. Ф. Худякова, В. Н. Юшкина и др.). Кроме того, был использован и опыт, накопленный ранее на газоконденсат- ных месторождениях Северного Кавказа, Краснодарского края и Средней Азии.
ГЛАВА VI КОНТРОЛЬ ЗА ФОРМИРОВАНИЕМ КОНЕЧНОЙ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ Основные закономерности формирования остаточного газоиа- сыщения и его зависимости от давления процесса вытеснения, скорости внедрения вод, неоднородности коллекторов приведены в [14, 40, 51, 92, 124 и др.]. В работах [17, 27, 111 и др.] даны конкретные формулы для оценки прогнозной газоотдачи, а также рекомендации по прогно- зированию конденсатоотдачи. В последние годы получают широ- кое распространение методы прогнозирования, основанные на применении методов теории вероятностей и математической ста- тистики, обобщающие фактические промысловые данные по мес- торождениям разного геологического строения, разным системам размещения скважин и вскрытия продуктивных разрезов, режи- мам разработки, темпам отбора газа и т. д. Успешность этих ме- тодов объясняется вероятностным характером как самого процес- са разработки месторождений, так и формирования одного из ос- новных его параметров— конечного извлечения углеводородов из недр. Однако, как следует из [58, 107], традиционные методы ма- тематической статистики не всегда дают надежные результаты. Подобная ситуация возникает, например, при оценке влияния геолого-технических факторов на конечную газоотдачу, особенно при ограниченном объеме информации. Здесь более успешным может оказаться применение непараметрических критериев. Для прогнозирования конечной газоотдачи, по-видимому, нужно при- знать наиболее перспективными пока еще не нашедшие широкого распространения в газопромысловой практике методы адаптации и обучения [58]. КРАТКИЙ ОБЗОР СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ О РЕАЛЬНОЙ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧЕ Важность методов прогнозирования конечной газо- и кондеи- сатоотдачи иа стадии проектирования разработки месторожде- ний связана с необходимостью более аргументированных реше- ний, касающихся капитальных затрат на бурение скважин, обустройство промыслов, строительство газо- и конденсатопро- водов, газоперерабатывающих или газобензиновых заводов и т. д. При этом особое значение имеет обоснованный прогноз из- влечения углеводородов для крупных и уникальных месторожде- ний, где каждый процент извлеченного газа составляет десятки миллиардов кубометров. Завышение, так же как и занижение ко- 182
печной газоотдачи, чревато здесь огромными социально-экономи- ческими издержками. Не .менее важен контроль за формированием газо- нкопдеп- сатоотдачи в процессе анализа разработки и, особенно, дораз- работки (на завершающей стадии) месторождений, когда реа- лизуется основной объем мероприятий по улучшению состоя- ния разработки и увеличению конечной отдачи углеводо- родов. Надо подчеркнуть, что необходимость оценки реальной газо- отдачи и невозможность полного (100%-ного) извлечения запасов газа отмечаются уже не одно десятилетие, начиная с публикаций М. А. Жданова, затем А. Л. Козлова, Е. М. Минского и др. (см. обзоры работ [13, 27, 51, 78, 95, 124]). Однако наибольшее число исследований и публикаций по их результатам приходится на по- следние 10—15 лет. Выполнялись и промысловые исследования разрезов обвод- нившихся скважин с целью выявления закономерностей вытесне- ния газа водой, и эксперименты на физических моделях с искусст- венными и естественными кернами, и расчеты на математических моделях [14, 33, 40,92, 124 и др.]. Особо следует остано- виться на работах, в которых обобщаются и анализируются фак- тические коэффициенты газоотдачи на месторождениях, завер- шенных разработкой или близких к завершению [90, 95, 117 и др.]. В основном это исследования сотрудников ВНИИГаза, МИНХ и ГП, ИГиРГИ, АзИНХ и т. д. Немало работ выполнено и работниками производственных организаций ряда газодобыва- ющих районов страны (Краснодарский и Ставропольский края, Украина, Узбекистан, Поволжье и т. д.). К настоящему времени по вопросам формирования конечной газо- и конденсатоотдачи (закономерности вытеснения газа во- дой в коллекторах, исследования разрезов обводнившихся сква- жин, обобщение данных по завершенным разработкой залежам и месторождениям и т. д.) опубликован ряд обзоров отечествен- ных и зарубежных исследователей. Поэтому сделаем лишь основ- ные выводы, учет которых полезен при осуществлении контроля за формированием газо- и конденсатоотдачи. 1. В зависимости от конкретных геологических, гидрогеологи- ческих и технико-экономических условий разработки месторож- дений конечная газоотдача может изменяться в широких преде- лах — от 45 до 98—99%. Судя по данным работы [95], где обобщены результаты по 78 завершенным и близким к завершению разработкой залежам и месторождениям, наиболее высокая конечная газоотдача харак- терна для газового или близкого к газовому режиму разработки, а самая меньшая — для упруговодонапорного. Коэффициенты газоотдачи для небольших по запасам залежей, сложенных одно- родными коллекторами высокой проницаемости и разрабатыва- емых в условиях жесткого водонапорного режима, занимают промежуточное положение (табл. 33). 183
Таблица 33 Средние коэффициенты газоотдачи [79] Число залежей и месторождении н группе Режим разработки Конечный коэффициент газоотдачи среднеарифметический средневзвешенный по запасам 26 Газовый 0,898 0,945 44 Упруговодонапор- ный 0,825 0,777 8 Жесткий водона- порный 0,861 0,896 Всего 78 В среднем 0,861 0,872 Таким образом, можно считать, что .для газового режима наи- более вероятна конечная газоотдача 96—95%, а для упруговодсГ- ТГапорного — 78—8^%. Для жесткого водонапорного режима пр и - ‘веденные в табл. 33 данные получены по небольшому массиву промысловых данных и поэтому носят лишь ориентировочный ха- рактер. Тем нс менее оии позволяют сделать важный вывод, что и при жестком водонапорном режиме, т. е. при неснижающемся давлении и, следовательно, малых количествах газа, перетека- ющих из заводненных зои, а также благоприятных коллекторских свойствах конечная газоотдача может быть очень высокой (до 90-97% [95]). 2. Для залежей, приуроченных к неоднородным многопласто- ным продуктивным горизонтам, газоотдача намного меньше, чем для залежей с однородными высокопроницаемыми коллектора- ми. При Сходных параметрах и условиях разработки для залежей с карбонатными коллекторами газоотдача, видимо, будет мень- ше, чем для залежей с терригенными [117]. 3. Газоотдача для залежей, разрабатываемых при газовом режиме, определяется в основном конечным давлением (давление забрасывания) и проницаемостью коллекторов, с которой связа- ны сроки достижения экономически оправданных минимальных дебитов скважин на завершающей стадии разработки. Для упруговодонапорного режима разработки конечная газо- отдача зависит главным образом от темпа отбора газа, интенсив- ности и характера внедрения вод, остаточной газонасыщенности за газоводяным фронтом, от параметров коллекторов и строения продуктивного горизонта. 4. Коэффициенты конечной газоотдачи для залежей с одно- родными и высокопроницаемыми коллекторами, а также для ги- потетических моделей залежей в ходе проектирования разработ- ки предлагалось оценивать по следующим соотношениям [13, 17]. Газовый режим (26) гкР0 181
Упруговодоиапорный режим при обводнении всей залежи (97) Упруговодонапорный режим при неполном обводнении залежи 'j _1 Рк^О । ^ов^О / Рк п Рв \ (OS'! Кк=1---------1-------------Т]---, (2о) ‘S’k/’o “О/’О \ г& ^в / Упруговодонапорный режим с неснижающимся пластовым дав- лением (жесткий водонапорный) рк=(1 — ’П)20би'2о —обводнена не вся залежь; 129) ?к—1 —т|“обводнена вся залежь. В формулах (26) — (29) обозначено: pOj рю рв — соответственно средневзвешенные начальные и конечные пластовые давления в газонасыщенной части залежи и текущее в обводненной; z0, гк, zB — соответствующие этим давлениям коэффициенты сверхсжи- маемости газа; т] — средний коэффициент остаточной газонасы- щенности в обводненной зоне залежи п-(20бв“РвШобв; По, Побв— соответственно начальный и обводненный поровый объем залежи; QB — объем внедрившейся в залежь воды.. Формулы (26) — (28) н первую из формул (29) рекомендует- ся применять и для уточнения текущего коэффициента газоот- дачи, принимая в них вместо рк текущие давления в залежи pt. 4. Коэффициент конденсатоотдачи выражается отношением количества извлеченного из залежи конденсата к его начальным запасам [124]: рк. конл = ZQkoha Qo кон е (30) Известно несколько эмпирических зависимостей для оценки конечной конденсатоотдачи [124]. Для залежей с жестким водонапорным режимом или эксплу- атируемых с поддержанием давления на уровне не ниже давле- ния начала конденсации коэффициенты газо- и конденсатоотдачи численно равны. При этом имеется в виду поддержание давле- ния путем закачки воды, поскольку при процессе рециркуляции сухого газа или закачке воздуха, инертного газа и т. л. содержа- ние конденсата в извлекаемом газе будет снижаться по мере про- рыва активного агента к забоям скважин. 5. Вследствие трудности достоверного и однозначного прогно- зирования конечных газо- и конденсатоотдачи в некоторых стра- нах принято на стадии проектирования разработки условно обос- новывать некоторую величину с последующим уточнением ее в процессе анализа разработки. Часто при этом используются про- стые эмпирические соотношения [21, 41]. 185
6. В большинстве случаев при анализе формирования конеч- ного извлечения углеводородов берутся во внимание лишь геоло- го-промысловые аспекты и гораздо меньше внимания уделяется технико-экономическим и социальным. ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ГАЗООТДАЧИ Уже из анализа формул (26) — (29) следует, что при газовом режиме разработки конечная газоотдача определяется давлением забрасывания р„, а следовательно, коллекторскими свойствами пласта, темпом и степенью дренирования залежи на всех стадиях эксплуатации месторождения и т. д. При переходе на упругово- донапорный режим к этим факторам добавляется ряд других, связанных с темпом и характером внедрения вод по пластам про- дуктивных горизонтов и динамикой давлений в обводненной зоне залежей. На формирование так или иначе влияет множество геолого- технологических факторов и их сочетаний. Однако определяющих факторов значительно меньше. В работе М. Л. Фиш и др. [117], например, вызвано 12 таких факторов. 1. Начальные запасы газа Qo- 2. Начальное пластовое давление р0- 3. Отношение площади разбуривания залежи к общей началь- ной площади газоносности 5разб/5Нач- 4. Отношение минимального расстояния от скважин до конту- ра газоносности к общей площади газоносности r/SH&4. 5. Срок разработки t. 6. Суммарный отбор газа к периоду падающей добычи 2фПад. 7. Суммарный отбор газа в период постоянной добычи Ефпост- 8. Среднегодовой отбор газа в период постоянной добы- чи QnOCT- 9. Темп снижения годового отбора газа Д(2год/Фгод2(2. 10. Минимальное расстояние от эксплуатационных скважин до контура газоносности г. 11. Параметры пластов kh/p и £/рт. 12. Режимы разработки двух видов и коллекторы двух типов. С помощью парного корреляционного анализа авторы [11] из всех названных факторов выделили пять наиболее влияющих на формирование конечной газоотдачи: Ро', S^S^; t- SQ»,: iQ™/Qro«2Q- Аналогичный анализ значимости тех же факторов, ио с при- влечением более обширного объема исходной информации был выполнен в работе [93] с помощью ассоциативного анализа. Вы- воды относительно пяти определяющих факторов подтвердились. 186
Позже сотрудники КФ ВНИИГаза совместно с сотрудниками Азербайджанского института нефти и химии им. М. А. Азизбеко- ва и Ухтинского индустриального института (А. X. Мирзаджан- заде, И. М. Аметов, М. С. Разамат и др.) выделили факторы, фор- мирующие конечную газоотдачу, более аргументированно — с применением нспараметрических критериев различия выборок и некоторых методов теории информации. В качестве исходной для анализа принималась информация о величинах р1{ и влия- ющих на них факторах (табл. 34), заимствованная из [117] и до- полненная в [93]. Влияние геолого-технологических факторов на формирование конечной газоотдачи оценивалось с помощью следующих мето- дов и критериев. 1. Ассоциативного анализа. 2. Непараметрического критерия Вилкоксона — Манна — Уит- ни (u-критерий). 3. Мера Кульбака. 4. Метода главных компонент. Учитывая, что в работе [58] все они достаточно детально опи- саны, приводить их здесь нет смысла. Отметим лишь, что в пер- вых трех случаях для ранжирования признаков все объекты раз- делялись на два класса по уровню изменения 0К и сравнивались статистические свойства каждого признака в отдельности. В слу- чае применения метода главных компонент признаки ранжиро- вались по абсолютным величинам весовых коэффициентов в вы- ражении для первой главной компоненты. Результаты расчета, приведенные в табл. 35, показывают, что из 12 рассмотренных признаков наиболее информативны начальное пластовое давле- ние, темп снижения годового отбора, а также некоторые другие факторы, характеризующие системы разработки и коллекторские свойства пласта. Отметим в заключение, что выявленные методами математи- ческой статистики факторы позволяют довольно уверенно прогно- зировать конечную газоотдачу. Следовательно, они достаточно полно характеризуют сложный вероятностный процесс разработ- ки залежей. Однако это не означает, что нельзя выявить допол- нительные факторы, от которых существенно зависит Ниже, например, будет рассмотрено влияние нелинейных эффектов при фильтрации газа в пористой среде (предельный градиент давле- ния) на конечную газоотдачу. Не исключено, что существенным окажется влияние каких-то других факторов. Таким образом, полученные выводы относитель- но влияния геолого-технологических факторов иа конечную газо- отдачу нельзя считать окончательными и исследования, подобные описанным здесь, необходимо продолжать. Во всяком случае весьма вероятно, что среди таких факторов окажутся количест- венные характеристики неравномерности и интенсивности внедре- ния вод и предельный градиент давления. На существующей ста- 187
Конечные коэффициенты газоотдачи по состоянию на 1/1 1973 г. и факторы, № и'и рк. % <?О, МЛр1. м’ Р», КГС/СМ1 ^разб ^нач г, м г $нач О (бор газа, % от ^„ост ^ИОСТ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 J6 17 18 19 20 .21 22 23 24 25 26 , 27 28 29 30 31 32 •33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 91,0 94,0 97,0 83,2 90 2 63,1 85,6 84,6 98,8 98,1 98,0 97,9 97,8 96,9 96,5 96,3 96,0 95,7 95,6 95,5 95,4 95,2 94,7 94,0 91,0 90,8 90,6 89,0 87,3 85,1 71,2 69,5 58,3 76,4 49,0 48,8 46,8 43,5 40,0 79,0 94,0 91,0 66,0 73,0 85,0 63,0 80,0 78,0 89,3 0,6869 0,0255 1,6014 0,8168 0,1603 0,1014 0,0268 0,9200 0,1970 3,1400 1,5200 0,2600 1,8200 1,1600 1,3000 3,7900 0,9800 0,8000 0,4190 1,4300 34,3000 2,0200 1,9300 0,8400 0,9100 3,4000 0,5500 0,4400 0,2430 0,1900 0,3300 11,8000 1,9000 2,5800 0,3100 3,3000 2,9800 0,3600 2,9000 6,8000 1,3200 2,4600 21,5000 56,7000 48,1000 52,8000 27,1000 11,2000 29,1000 128,3 126,5 129,6 130,0 129,4 131,8 133,8 97,8 45,2 54 8 100,2 48,0 71,6 56,0 186,6 44,2 51,0 56,0 59,0 48,5 102,3 45,0 82,0 61,3 51,3 159,0 188,7 56,3 24,7 48,9 50,5 73,7 354,0 87,5 352,0 360,0 133,0 178,6 310,0 265,5 87,5 302,0 280.5 302,5 288,4 226,0 226,8 276,0 146,0 0,58 0,43 0,60 0,62 0,43 0,58 0,14 0,40 0,09 0,25 0,24 0,04 0,09 0,10 0,17 0,30 0,23 0,14 0,34 0,20 0,30 0,28 0,16 0,15 0,23 0,18 0,20 0,05 0,24 0,33 0,70 0,05 0,25 0,50 0,22 0,60 0,49 0,38 0,47 0,51 0,30 0,30 0,29 0,37 75 75 75 75 75 75 75 300 400 200 370 350 300 1000 500 750 200 500 250 500 300 375 100 250 300 120 300 500 600 150 620 100 130 400 150 75 100 300 250 600 250 700 500 25.42 750,00 44,10 22,78 141,20 92,40 343,20 482,00 9,60 45,00 109,00 21,00 28,80 69,50 34,00 23,80 25,90 11,30 37,00 28,20 37 25,4 32 3 120,0 57,0 100,0 14,0 0,26 16,0 200,0 3,3 4,12 153,0 9.3 3,6 8,0 14,8 6,8 4.9 26 3 6,0 40,6 72,9 42,7 52,9 62,6 19,9 42,6 37,8 37,7 26,3 63,5 89,2 37,7 38,4 66,1 14/39,8 39.9 45,5 52,7 85,7 61,6 29,0 46,5 42,3 81,8 53,1 37,9 65,8 26/53,6 63,3 51,8 32,1 21,6 30,2 15,6 5,3 27,6 17.4 29,1 31,9 24,5 13,8 34,6 44,5 33,4 59.0 30,1 22,7 13,5 12,1 10,6 13,2 15,6 9,935 42,64 9.4 9,4 6,6 63,5 17,8 6,3 19,2 10,0 3,8/4,4 10,0 Н.2 7,5 6,1 4,7 5,8 15,3 5,4 16,3 10,6 37,9 10,9 8,6/5,4 12,6 10,4 16,0 7.2 30,2 15,6 5.3 27,6 8,7 14,5 10.6 8,2 13,8 8.6 11,1 5.6 7,4 10,0 11,4 188
Таблица 34 влияющие на конечный коэффициент газоотдачи запасок *ГЙ/;Х t, лег Коллектор Режим разработки 10 11 12 13 14 15 16 40.6 846,0 373,2 0,98 18 Терригенный 1 75,5 119,2 71,2 0,31 9 55,1 52,9 65,8 478,0 121,8 117,9 0,37 0,63 17 16 Жесткий 63,8 180,0 79,7 0,40 12 водона- 23,6 243,0 192,9 9 порный 51,3 259,2 193,0 1,20 4 > 46,0 76,6 147,0 0,57 12 » ) 80,0 121,7 56,3 0,29 13 Карбонатный 36,0 1580,0 311,0 0,58 33 Терригенный 88,9 1235,0 475,0 0,95 □ 92,2 132,7 56,5 0,49 10 > 54,7 1230,0 341,0 0,47 27 Карбонатный Упруго* 44,4 0,264 3.5 0,58 17 водона- 70,2 14,0 134,0 0,26 И Терригенный порный 22,3/47,8 127,0 85,5 — 33 56,9 121,0 52,2 0,30 24 » 54,4 252,0 270,7 0,38 18 > 55,5 283,0 363,0 0,27 30 > 87,6 226,1 37,8 0,35 19 » 76,4 10300,0 275,0 0,09 27 45,6 652,2 144,5 0,31 26 Карбонатный 57,0 327,0 247,0 0,39 12 Терригенный 44,4 943,0 291,0 0,81 26 84,8 — .— — 7 Терригенный 68,4 955 397,0 0,44 10 37,9 25,2 25,2 0,63 6 % 65,8 9,3 6,3 0,35 12 Карбонатный 31,1/58,7 255,0 81,0 0,15 21 Терригенный 63,9 315,0 140,0 0,41 11 Карбонатный 53,0 46,7 49,7 0,61 14 43,5 0,28 17 Терригенный 35,4 ,— 0,70 5 * 46,0 1030,0 148,0 0,95 15 Упруго- 49,0 2,04 2 вод о- 25,5 7,0 0,09 0,80 5 напорный 13,3 160,0 125,0 2,13 5 Карбонатный 33,9 — — 1,88 3 Терригенный 17,9 120,0 1,0 1,80 7 % 60,1 213,0 178,0 13 56,4 218,0 109,0 0,46 18 % 35,33 10,0 9,0 0,83 17 35,4 65,8 15,3 13 * 50,8 350,0 20,5 12 55,7 66,7 40,3 10 39,6 1300,0 185,0 15 % 64,8 1125,0 203,0 12 33,1 165,5 .— 11 42,6 375,0 171 — 16 » 189
№ п/п ?к, % Qo> млрд, м* рс кГС/СМ* 5разб г, м г Отбор газа, % о г ГО чпост ^пост ^нач $нач i I 2 з 4 5 6 7 8 9 50 74,0 41,8000 303,5 0,50 250 5,4 16,8 8,4 51 88,1 2,5600 96,9 0 05 250 25,0 41 ,6 10,4 52 93,8 2,9200 60,65 1,00 — — 62,4 10,5 53 Р3,1 4,2400 67,0 1,00 — — 62,6 10,4 54 36,0 7,7690 82,0 1,00 .—. — 56,8 7,1 оэ 84,0 12,4980 77,82 1,00 — — 41,3 5,9 56 89,0 0,1370 65,0 0,60 — — 28,5 4,09 57 80,5 0,1130 70,0 0,80 — — 52,7 8,76 58 43,6 0,2180 70,0 0,80 — — 37,9 4,72 59 85,0 4,6900 80,0 1,00 — — 61,0 7,62 60 89,0 1,0030 80,0 1,00 — — 54,3 6,77 61 93,0 0,1520 134,7 — — — 31,4 31,4 62 99,6 1,1700 31,8 0,08 700 19,5 77,9 7,8 63 98,3 0,1170 30,0 0,13 450 95,0 342,0 34,2 64 97,7 0,1000 29,1 0,04 300 25,4 . 69,3 9,9 65 97,7 7,9700 65,5 — — — 30,1 5,0 66 96,1 26,8000 246,0 0,33 670 27,2 51,1 12,8 67 96,2 1,7900 32,6 0,12 750 15,8 52,9 5,3 68 95,6 1,8600 80,3 0,11 600 38,0 40,0 8,0 69 94,4 2,9500 65,6 — — — 5,2 5,2 70 92,8 0,4300 83,5 — — — 37,6 12,5 71 92,0 3,1000 82,8 0 35 500 17,0 15,7 15,7 72 90,4 1,8800 103,0 0,40 250 15,8 21,0 21 ,0 73 90,0 1,3000 37,0 0,17 500 49,0 45,9 5,1 74 82,0 0,2100 47,0 0,18 250 178,0 67,0 0,5 75 72,5 1,3100 103,0 — — — 16,0 16,0 76 98,0 38,4000 108,8 0 41 300 6,2 51,8 5,7 77 §5,0 2,2000 66,2 0,23 3000 5,0 38,6 6,4 дии изученности этих явлений дать их однозначные характеристи- ки не представляется возможным. ВЛИЯНИЕ НЕЛИНЕЙНЫХ ЭФФЕКТОВ НА ФОРМИРОВАНИЕ ГАЗООТДАЧИ Приведенная в табл. 34 информация характерна главным об- разом для залежей с реальными неоднородными коллекторами довольно высокой проницаемости (десятки миллидарси и более). В таких коллекторах фильтрация газа удовлетворительно описы- вается законом Дарси. Расчеты технологических параметров раз- работки залежей и технологических режимов эксплуатации сква- жин для этих законов фильтрации достаточно хорошо разработа- ны, реализованы на ЭВМ и трудностей не представляют. Месторождений с коллекторами, в которых не фиксируются существенные отклонения от закона Дарси, большинство, и по- 190
Продолжение табл. 34 запасен Д0Го, Л лет Коллектор Режим разрабо«ки 1 10 и 12 ы 14 15 16 34,9 11 Терригенный 69,1 .— 15 » 65,2 11,58 7,4 14,38-0,12 34 64,66 15,65 И 9 16,53-0,08 28 60,0 73,18 52,0 10,89-0,16 26 43,6 66,34 48,7 7,22-0,10 26 38,3 2,1 3,1 4,96-0,88 19 » 67,4 14,7 4,8 12,3-1,15 14 » 38,0 6,6 10,0 6,79-0,09 12 » 66,0 102,2 140,0 10,80-0,06 22 » 62,4 22,6 30,4 8,47-0,31 20 > 40,3 1793,0 1160,0 — 7 » 77,9 — 0,31 24 > I азовый 38,5 — 0,69 11 > 69,3 187,5 250,0 0,36 19 » лл 1445,0 258,0 0,28 46 » 64,4 69,0 78,2 0,43 13 > 52,9 489,1 479,5 0,33 25 > 58 ,5 888,0 282,0 0,38 26 > 56,3 753,0 258,0 0,34 49 » 39,6 — — 0,40 19 Карбонатный 38,1 266,0 196,0 0,35 16 * 5э ,0 334,0 492,0 0,56 10 » 45,9 273,7 151,0 0 25 19 * 68,8 395,8 148,8 — 20 » 31,4 196,0 113,0 0,86 13 74 2 1060,0 190,0 — 21 Терригенный 46,2 2222,0 342,9 — 17 » этому выводы, полученные в предыдущем параграфе, тоже спра- ведливы в большинстве случаев. Однако для залежей, сложенных сильно глинизированными слабопроницаемыми (<0,1 мД) коллекторами с высокой остаточ- ной водонасыщенностью положение несколько иное. Как следует из работ [3, 66, 97 и др.], фильтрация газа в таких коллекторах характеризуется нелинейными эффектами, внешне сходными с эффектами, возникающими при фильтрации неньютоновских жид- костей. Течение газа в таких коллекторах возможно лишь при градиентах давления, превышающих некоторую критическую ве- личину, называемую предельным (начальным) градиентом дав- ления ус. При градиентах давления, меньших, чем у0, фильтрации газа не будет [3]. Существование предельных градиентов давления в глинизи- рованных слабопроницаемых коллекторах обусловлено главным образом наличием слоев связанной воды и деформацией их под 191
Таблица 35 Влияние геолого-технологических факторов на формирование конечной газоотдачи Информа 1ивносit. фактора Фактор по критерию Вилкоксона — Манна—Уилга по ассоциа- 1ИННОМУ анализу но Кульбаку no 'te-n-.y главных ком :онент Начальное пластовое давление, кгс/см2 Информативен Влияет 2,17 0,3740 Суммарный отбор га- за в период стабильной добычи, % от запасов Информативен Не влияет 1,27 0,4909 Среднегодовой отбор газа в период стабиль- ной добычи, % от запа- сов Неинформати- вен Не влияет 0,12 0,0669 Суммарный отбор га- за к началу падающей добычи, % от запасов Информативен Влияет 1,61 0,4886 Темп снижения годо- вого отбора Информативен Влияет 2,12 0,3750 Срок разработки, от- несенный к начальным запасам, год/млрд. м3 Неинформати- вен Влияет 0,31 0,2722 Параметр проводимо- сти kh/ц Неинформати- вен Не влияет 0,18 0,0777 Параметр kfatn Информативен Не влияет 0,59 0,0669 Отношение площади разбуривания к началь- ной площади газоносно- сти У Информативен Влияет 0,71 0,Зо50 Отношение минималь- ного расстояния от сква- жин до начального кон- тура к начальной площа- ди газоносности Информативен 1,00 0,1951 Минимальное расстоя- ние от эксплуатационных скважин до контура га- зоносности, м Неинформати- вен 0,21 0,0543 Начальные запасы, млрд, м3 Неинформати- вен — 0,55 0.0530 воздействием термодинамических условий пласта. С ростом ос- таточной водонасыщеиности аост, а также с уменьшением абсо- лютной проницаемости k и пористости т предельный градиент увеличивается [97]. Если бы уо для каждого конкретного коллектора был посто- янным, то и при этом условии стационарное распределение дав- ления по пласту было бы неравномерным, а конечная газоотдача существенно зависела бы от плотности сетки скважин [3, 66]. 192
Рис. 51. Схема экспериментальной установки для оценки нелинейных эффек- тов при фильтрации газа. / — газовые часы: 2— образцовые манометры; 3—колонка с гндрообжимом; 4 —вен- тили; 5 — редуктор; 6 — баллон с газом; 7 — осушитель; 8—гидравлический пресс Однако, как показали результаты выполненных в КФ ВНИИГаза исследований, предельный градиент зависит от тер- модинамических параметров процесса фильтрации. Исследования выполнялись на специальной установке (рис. 51), включающей колонку с гидравлическим обжимом 3, внутри которой помещался керн проницаемостью 0,6-10~3 Д, отобранный из скважин Вуктыльского и других месторождений Коми АССР, а также Каневского (Краснодарский край) и Со- лончаковского (Дагестанская АССР). Длина колонки /=350 мм, диаметр dBH = 30 мм. Основной целью исследований было выяс- нить зависимость уо от давления и температуры процесса фильт- рации, т. е. установить, на какой стадии разработки месторожде- ний и при каких технологических условиях эксплуатации скважин влияние предельного градиента будет наиболее заметным. Инту- итивно связь у0 с давлением фильтрации (чем ниже давление, тем больше предельный градиент) оценивалась в работе [3]. Однако ее необходимо конкретизировать. Поскольку нелинейные эффекты при фильтрации газа отме- чаются в слабопроницаемых коллекторах (т. е. в коллекторах с порами весьма малых диаметров) и сама природа у0 обусловлена прежде всего наличием и состоянием глин и связанной воды, важно было выяснить, как влияет на у0 эффективное горное дав- ление (вертикальное напряжение на скелет породы), увеличива- ющееся по мере снижения пластового давления в залежи. Для пор таких размеров даже незначительные деформационные из- менения могут быть сопоставимы с их диаметрами. В ходе экс- периментов горное давление моделировалось давлением обжима, 7—1939 193
а эффективное вертикальное напряжение равнялось разнице между давлением обжима и средним давлением в колонке рср. На первом этапе экспериментов выяснялась зависимость уа от давления фильтрации. Газ из баллона 6 (см. рис. 51) через редуктор 5 и осушитель 7 подавался на вход колонки, а затем на замер (индикаторный расходомер /). Давления на входе рвзс и выходе рВых регистрировались образцовыми манометрами 2 соответствующего класса точности. Учитывая относительно не- большие размеры колонки, за текущее давление фильтрации при- нимали величину, равную полусумме давлений входа и выхода. Давление обжима, имитирующее горное, создавалось путем пода- чи рабочего агента (веретенного масла) во внешнюю полость ко- лонки с помощью гидравлического пресса 8. После стабилизации перепада давлений рвх и рвых для фикса- ции у0= (рвх—рвых)/2Г (где I — длина керна) колонка выдержи- валась в течение двух-трех суток. Цикл экспериментов включал серию измерений у0 в некото- ром интервале давлений при фиксированной о0СТ- При высоких давлениях фильтрации (в нашем случае при 30 кгс/см2 и выше) образцовыми манометрами разница на входе и выходе колонки не регистрировалась. При переходе от более высоких рсР к мень- шим фиксировался момент появления разницы в давлениях pBV и рвых» не исчезающей после выдержки упомянутого интервала вре- мени. Затем давление на выходе снижалось на 3—5 кгс/см2 и снова после стабилизации разницы рвх—рвых фиксировался пре- дельный градиент. При уменьшении рср до 4—5 кгс/см2 цикл измерений при данной фиксированной о0ст заканчивался, оост увеличивалась и все замеры повторялись. Серии измерений пре- дельного градиента давления в процессе экспериментов выполнялись при фиксированных Пост, равных 5; 13,1; 21,3 и 40%. С целью предупреждения выноса воды потоком газа темп выпуска последнего не допускался выше 0,1 л/ч. После серии измерений при различных давлениях оОСт контролирова- лась взвешиванием. Для большей представительности получен- ных данных правильность отдельных точек контролировалась за- мерами при обратном ходе. Результаты экспериментов приведены на рис. 52, из анализа которого можно сделать следующие вы- воды. 1. Для слабопроницаемых глинизированных коллекторов с ос- таточной водонасыщенностью имеется некоторое пороговое дав- ление рпор, ниже которого фильтрация сопровождается наличием предельного градиента давления и_возможна лишь при гидроди- намических градиентах \dpjdl\ >у0, Выше рпор предельный гра- диент инструментально не регистрируется. 2. Для каждой фиксированной оост существует монотонная зависимость уо от давления фильтрации: чем выше давление, тем меньше уо- 194
3. С увеличением о0ст растет и у0. В связи с перспективой открытия залежей, распо- ложенных на глубине 5000 м и более, а также учитывая то, что коллек- торы на таких глубинах, как правило, плотные и слабопроницаемые (опыт бурения и эксплуатации скважин Северского мес- торождения Краснодар- ского края, девонской за- лежи Вуктыльского место- рождения и др.), интерес- но исследовать влияние на у0 высокой температуры и эффективного вертикаль- ного напряжения на ске- лет породы. С этой целью слабопроницаемый керн, предварительно испытан- ный на наличие предель- ного градиента, вставлял-' Рис. 52. Зависимость предельного градиента от давления фильтрации. вссг> %: /—5; 2- 13.1; 3 — 21,3; 4 — 40 Рис. 53. Зависимость предельного градиента от разницы между горным и пластовым дав- лениями ся в кернодержатель стан- дартной установки УИПК-1, создавались дав- ления обжима (200—250 кгс/см2) и пластовые (100—150 кгс/см2). Затем пластовое давле- ние как п в предыдущих экспериментах снижалось для фиксиро- вания момента появления уо- а затем и его величины. Результат одной серии измерений показан на рис. 53, из кото- рого видно, что для одного и того же абсолютного давления в керне уо увеличивается с ростом перепада между горным давле- нием (давлением обжима) и пластовым (давлением в керне). Для того чтобы определить, как будет изменяться у0 для кол- лекторов с одинаковыми параметрами, но при разной температу- ре процесса фильтрации (например, при термическом воздейст- вии на пласт или для коллекторов на разных глубинах залега- ния), выполнялись эксперименты по методике, аналогичной ана- лизу изменения у0 от давления, но с термостатирусмой колонкой. Серия замеров осуществлялась при фиксированных пПгт и у0. На рис. 54 показаны результаты замеров при <7лст=20, 27 и 45%• Для каждой остаточной водонасыщенности существует мо- нотонная зависимость у0 от температуры: с ростом ее растет и уо- Таким образом, нз результатов этих экспериментов можно сде- 7* 195
Рис. 54. Зависимость предельного гради- ента давления от температуры. вост, %: /-45 2-27 3-20 лать два важных вывода относительно проявления предельного градиента давления в слабопроница- емых коллекторах. 1. Учитывая характер зависимости уо от пласто- вого и горного давлений и температуры процесса фильтрации, можно счи- тать, что наиболее замет- но предельный градиент будет сказываться на за- вершающей стадии разра- ботки залежей, особенно гл убокоза летающих. 2. Величины у0 в зави- симости от аост> рСр, Prop и t могут быть весьма значительными и существенно отразиться на конечной газоотдаче, если коллек- тор не разбит достаточно густой сеткой трещин. Давление забра- сывания при этом окажется выше, чем для залежей с коллекто- рами без у0> а значит будет меньше. Ясно, что если коллекторы с проявлением у0 занимают толь- ко часть объема продуктивного горизонта, то газоотдача будет занижаться только для этого объема. ИНФОРМАЦИОННО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОНЕЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗООТДАЧИ В газопромысловой практике пока отсутствуют соответствую- щие общепринятые инструкции или методические руководства с узаконенными, а главное, с широко опробованными методами оценки конечных коэффициентов газоотдачи, поэтому ниже опи- сывается несколько методов, которые могут быть, по мнению авторов, приняты за основу при составлении таких инструкций или руководств. Опробование их® процессе проектирования раз- работки большого числа месторождений с разным строением и системами разработки в дальнейшем, возможно, позволит ре- комендовать один или два из этих методов. Возможно, будут предложены какие-нибудь другие, более совершенные методы. Пока же будем условно считать, что все описанные ниже ме- тоды дают одинаково представительные результаты. В качестве наиболее вероятной прогнозную величину можно принять средней из полученных по всем методам пли величину, получен- ную по большинству оценок («по большинству голосов»). Вначале рассматриваются три метода оценки рк применитель- но и задаче распознавания образов, а в заключение — метод группового учета аргументов (МГУА). 196
Оценка конечной газоотдачи с помощью методов распознавания образцов При построении зависимости от основных геологических факторов, как правило, надежную регрессионную зависимость вывести не удается. Это связано, очевидно, с тем, что рассматри- ваемые признаки не являются независимыми. Кроме того, ска- зывается и невысокая точность исходных данных, таких, как средняя проницаемость для залежи, средняя пористость и т. д. В этих условиях эффективным средством для оценки газоот- дачи могут оказаться методы распознавания образов. В общем виде задача распознавания образов применительно к оценке га- зоотдачи заключается в следующем. Имеется некоторое число объектов (месторождений), по которым известны конечная газо- отдача (исследуемый признак), параметры залежи и системы ее разработки (факторы). На некотором числе объектов в соответ- ствии с выбранным алгоритмом распознавания необходимо по данным факторам научиться определять газоотдачу, затем при появлении нового объекта с ее конкретным набором факторов дать прогноз конечной газоотдачи. Метод главных компонент. Как было отмечено ранее, суть метода главных компонент состоит в выборе линейных комбина- ций z)t (хь х2, .... хп), где Х[ — набор признаков, описывающих данный объект (i, k = \, 2, ..., п) и обладающих следующим свой- ством: вклад каждой главной компоненты в общую дисперсию исследуемого признака убывает от Zi к zn. Обычно уже первые две-три главные компоненты обусловливают основную часть дисперсии. При этом объекты, близкие по значениям компонен- тов вектора признаков (хь х2, ..., хп), образуют на диаграмме Z]—z2 компактные группы точек. Это позволяет использовать метод главных компонент для решения задачи распознавания. В результате вычислений по методике, изложенной выше, получены следующие выражения для первых двух главных ком- понент. z,= -0,347х14-0,4909х24-0,0669хз4-0Л836л4-0,375х54- 4-0,2722х(;4-0,0777л7 + 0,0669х8-1-0,355х9 + 0,1951х10 + Н-0,0543хп-0,053л:12; z2 — —0,079xj —0,044jc2 — 0,162^34-0,0302jc4 — 0,151a:s-“ -0,314х6 + 0,3431х7 + 0,2898х8 —0,064л9-0,287л:104- 4-0,5386х11Н-0,5131л]2. На рис. 55 дана диаграмма 2i— z2, построенная по вычислен- ным значениям первой и второй главных компонент. Для каждо- го из рассматриваемых объектов по набору признаков х< рас- считываются значения zi и г2, а соответствующая точка наносит- ся на диаграмму. 197
Рис. 55. Диаграмма zt—z2 главных компонент для оценки газоотдачи. Объекты класса: /—А; 2 — В Видро, что объекты, входящие в класс А (рк>0,85) и класс В (рк^О,85), образуют компактные группы точек. То, что объ- екты 40, 58, 60 попали в области не их класса, можно, по всей видимости, объяснить качеством исходных данных. Подбирая уравнение для линии, разделяющей на плоскости 2)—z2 области, соответствующие классам А и В, главные компо- ненты можно использовать для распознавания новых объектов. Для этого определяются координаты точки на диаграмме zi—Z2, относящейся к новому объекту. Затем, зная область, в которую попала эта точка, находят соответствующее значение коэффици- ента газоотдачи. Метод потенциальных функций. Простейший алгоритм рас- познавания образов, основанный на методе потенциальных функ- ций, заключается в следующем. Рассматриваются функции двух векторов у). При этом функция К зависит от расстояния р(х, у) между точками х и у. Таким образом, /C==/C[p(x, у)]. Предполагается, что функция Х(р) есть монотонно убывающая функция расстояния р(х, у). При фиксированном у оказы- вается функцией от х, достигающей максимального значения при х — у. В физике функции такого типа описывают распреде- ление потенциала, вызванного действием заряда, помещенного 198
в точку у, в пространстве. С этим и связано название данного метода. Предположим, что в нашем распоряжении имеется набор то- чек обучающей последовательности. Это означает, что известны все значения признаков, характеризующих данный объект, п из- вестно, к какому из классов (Л или В) принадлежит этот объект. Далее, пусть ‘показана точка х=х' из обучающей последова- тельности и сообщено, что она относится к классу А. Примем точку х' за «источник потенциала», а положив х' — у, т. е. пост- роим поверхность /((£, х') с вершиной в этой точке. Запомним, что эта поверхность имеет вершину в точке, принадлежащей классу А. Таким же образом перебираются все точки обучающей последовательности и запоминается, к какому из двух классов принадлежат построенные поверхности. После этого складыва- ются отдельно потенциалы, построенные для точек из класса А и точек из класса В. В итоге получаем следующие функции: Кл W = 2 К(Х, Xs); Кв(х) = 2 К{х, Xs). xsел xseB Эти функции называются потенциалами образов А и В. Далее проводится экзамен. Предъявляются новые точки; сле- дует выяснить, к какому из классов они принадлежат. Для это- го вычисляются значения функций Ка(хо), Кв(хо), где xq — точ- ка экзаменующей последовательности. Если Ка(хо) >Kb(xq) , то исследуемая точка принадлежит классу А. В обратном случае делается вывод о принадлежности точки к классу В. Выберем функцию Х(р) в виде /<(р) =ехр(—ар2), в принципе можно использовать и функции других видов. Здесь а>0 — ко- эффициент, определяющий скорость убывания поверхности. Ве- личина а подбирается эмпирическим путем. Расстояние р(х, у) также может выбираться несколькими способами. В данном слу- _ л чае принято р2(х, у) — ~~ У^2- 1-1 Таким образом, рассматриваются потенциалы следующего вида: т п К;(х)=2еХр ['“• 5-1 /=1 где i — число классов объектов; т— число объектов данного класса в обучающей последовательности; п—число используе- мых признаков. В нашем случае 1 = 2 (классы А и В). При обработке данных в период обучения было взято по 16 объектов в каждом классе, т. е. щ = 16. В экзаменуемую выборку вошло 24 объекта. В рас- четах использовались лишь -шесть наиболее информативных 199
признаков. Путем подбора было выбрано а = 0,01. Потенциаль- ные функции запишутся: .^(x)=2exp I-°’012 _ 16 6 ^(х)=2ехр [-°’01 5 = 1 _/.= ! В качестве -примера -приведем результаты расчетов для объ- екта 1. Было получено Кл(х) = 15,26; /(в (я) = 14,20. Следователь- но, поскольку КА(х)>Кв(х), этот объект следует отнести к классу А. Аналогично были -проверены остальные объекты. Ре- зультаты расчетов сведены в табл. 36. Таблица 36 Выборка Класс Число объектов Ответы, % правильные ошибочные Обучающая А 16 75 25 В 16 81 19 Экзаменационная А 24 71 29 В 0 — — Сравнительно большой процент ошибочных прогнозов, по всей видимости, связан с малым объемом выборки, нето-чностью определения -коэффициента газоотдачи и недостаточной пред- ставительностью набора признаков. Метод последовательной диагностической процедуры. Сущ- ность метода заключается в следующем. Пространство наблюде- ний (-признаков) делится на три подпространства: х2, х0. Если вектор наблюдений х принадлежит подпространству то.принимается гипотеза Н\, которая в этом случае заключается в том, что данный объект принадлежит классу А. Если оказыва- ется, что хех?, то делается вывод в -пользу альтернативной ги- потезы Hz о принадлежности рассматриваемого объекта к клас- су В. Область xq называется нулевой зоной или областью неоп- ределенности. Гипотезы проверяются на каждом этале наблюдений, т. е. при получении очередного признака. Наблюдение, т. е. пополне- ние числа признаков, продолжается до тех пор, пока вектор х не попадает в одно из подпространств xt или после чего при- нимается соответствующая гипотеза. Последовательная диагностическая процедура основывается на соотношении: порог В < PM) PU1M) Р(х{/в) р (А/Л) ---------< порог А. Р (х*,'В) (31) 200
Здесь Р(А)/Р(В) —отношение априорных вероятностей попада- ния объекта в класс Л или В\ Р^.А] /?) —отношение вероятности /?-й градации ьго признака при попадании объекта в класс А к такой же вероятности при попадании обьекта в класс В. В общем случае величины порогов для принятия решения с требуемым уровнем надежности определяются по формулам: порог Л = (1 —а),'?, порог В = а(1 — 3), где а — вероятность ошибки первого рода, т. е. вероятность при- нятия гипотезы Я2 (принадлежность к классу В), когда в дейст- вительности имеет место гипотеза (принадлежность к классу Л); р — вероятность ошибки второго рода (принятие гипотезы Н}, когда имеет место гипотеза Н2). Для простоты вычислений в соотношении (31) удобно перей- ти к логарифмам, умножив их на 10, ,п. “ р(А) , .„VI, Р(х!/А) 1 —а 10 1g----< 10 1g —++ + 10 Л 1g -----------< 10 lg-------, 6 1 — P P (B) 1 P (x!/B) p i -1 или введя понятие коэффициента распознавания (диагностиче- ского коэффициента) /-й градации i-ro признака: т 101g ——< 101g Р(л) 4-10 V //< 101gi+5-. 1 —? Р(В) ? i -1 Сбор информации (увеличение числа используемых призна- ков) продолжают до тех пор, пока не будет нарушено одно из неравенств: если нарушается левое неравенство, то делается вы- вод о -принадлежности объекта к классу 5; при нарушении пра- вого неравенства делается вывод о принадлежности его к классу А. В случае соблюдения обоих неравенств наблюдение продол- жается. В первую очередь необходимо использовать наиболее информативные признаки. В качестве примера рассмотрим процедуру распознавания на примере объекта с порядковым номером 10 (см. табл. 34). Ошиб- ки первого и второго рода примем равными а = р = 0,1. Тогда имеем 101g Д-=-^-=4-9, 101g—-5— = —9. р 1 ? Так как из 77 объектов, имеющихся в табл. 34, 53 принадле- жат классу А и 24 — классу В, дополучаем 101g ДДИ = 3,5. Р(Я) 201
Таким образом, решающее правило записывается -9<3,5 + 2^< + 9. 1 = 1 В соответствии с диагностической таблицей имеем следую- щие градации для параметров и 'Соответственно коэффициенты распознавания. Значение признака . 54,8 26,3 6,6 36 0,58 10,5 1580 311 0,25 9,6 200 3,14 Номер градации (верхний индекс; . . х2 х3 *4 х5 х- л8 л9 х10 х12 Коэффи- циент рас- познавания . 4-4 4-8 —1 4-7 4-1 —1 О —I 4-3 4-4 —1 4-1 Используя первый признак, находим — 9< 3,5-!-—3,54-4<-!-9. Далее -9<3,5 4-л;4-).? = 3,54-44-8>4-9. 'Следовательно, уже на втором шаге процедуры данный объект следует отнести к классу А. Аналогичный анализ можно провести для всех остальных объектов. Результаты представлены в табл. 37. Т а б л и ц а 37 Результаты анализа распознавания объектов Класс Число объектов Ответы, % правильные ошибочные неопределенные А 54 65 2 33 В 24 59 4 37 Отметим, что аир можно определять исходя из наилучшего распознавания на объектах обучающей выборки. Метод группового учета аргументов (МГУА) МГУА позволяет определить для заданного множества пере- менных единственную модель оптимальной сложности [29]. Отличие МГУА от метода наименьших квадратов в том, что целью регрессионного анализа, как известно, является достиже- ние минимума средней квадратической погрешности на всех экс- *202
периментальных точках при заданном виде уравнения регрессии. МГУА предполагает разделение исходной выборки на обучаю- щую (используемую как в обычном регрессионном анализе для оптимизации коэффициентов уравнения регрессии) и провероч- ную (используемую для выбора числа членов и степени уравне- ния регрессии) последовательности. Это разделение выполняется следующим образом. 1. Определяется квадрат средневзвешенного по всем «вход- ным» переменным расстояния от каждою узла интерполяции (экспериментальная точка) до некоторой «центральной» точки выборки исходных данных: где т — число узлов интерполяции в выборке исходных данных; Хц — численное значение i-й переменной в /-м узле интерполя- ции; Xi — среднее значение i’-й переменной. 2. Узлы интерполяции ранжируются по .параметру pi2 так, чтобы в новой нумерации р/^р/ы (/= 1, 2, ..., т). 3. Точки с нечетными индексами j образуют обучающую по- следовательность (множество Gi), а с четными — проверочную последовательность (множество Ог). В зависимости от поставленной задачи (получение наиболее точной модели прогноза, идентификация уравнения объекта и т. д.) выбирается определенный критерий селекции, позволяю- щий в процессе перебора рядов постепенно усложняющихся мо- делей найти модель оптимальной сложности. Для решения задач однократного прогнозирования случай- ных процессов целесообразным критерием является точность, определяемая на отдельной проверочной последовательности данных (критерий регулярности): V (?.- У)2. (33) где 6Пр — абсолютная погрешность на проверочной последова- тельности; (pi — значение прогноза в г-й точке по модели (/=1, 2, ...» А7Пр); —действительное значение величины в той же точке, Л711р — число точек в проверочной последовательности. Чем меньше ошибка, тем выше регулярность модели. 203
Общая схема получения модели оптимальной сложности для однократного .прогноза методом группового учета аргумента сле- дующая. Полное описание объекта — <р(хь хг, хп) заменяет- ся несколькими рядами частных описаний. Первый ряд селекции: У1 = /(хь хг), Yz=j(X}, х3), ..., Ys = — f(xn-i, Хп), где s=*Cn (здесь С„ — число сочетаний из и по 2). При этом функция f(xit хл), называемая опорной, принимает- ся линейной: /(*;, «х,-гй. Второй ряд селекции: = г2 = /(ГР Г3\ .... zp=f(Ys^-Ys), где (здесь С] — число сочетаний из s элементов по два. Усложнение идет дискретно. В каждом ряду либо добавляют- ся новые члены, либо повышается степень полинома, либо то и другое одновременно. Каждое частное описание — это функция только двух аргу- ментов. Поэтому коэффициенты частных описаний легко опреде- ляются по данным обучающей последовательности при малом числе узлов интерполяции (первая операция). Из ряда в ряд в селекции пропускается только некоторое число самых регуляр- ных переменных. Далее, исключая промежуточные переменные (вторая операция), можно (получить аналог полного описания. Решающим обстоятельством является то, что при увеличении сложности математической модели (например, числа членов и степени шолинома) точность, определяемая на отдельной про- верочной 'последовательности, сначала возрастает, затем начина- ет падать. Минимуму критерия селекции и соответствует искомая модель оптимальной сложности. Здесь применяется один из алгоритмов МГУА, предполагаю- щий расширение размерности вектора исходных данных путем добавления к вектору х некоторых элементарных функций, та- ких, как 1/х, ]/~х и 1/]/~х. В случае присутствия нх в искомой зависимости мы уже не получим их разложения, что приводит к более компактному и более точному математическому описа- нию. Последовательность расчетов следующая. На .первом этапе составляется k линейных уравнений регрессии: г/<1Р=апг1/,(/= 1, 2... k)-, (34) X, (< = 1,2,..., л); 1 X, (/' = «-)-1, « + 2.2л); z1; = (35) |/х, (<=2л-|-1, 2л-|-2......Зл); I l'/х; (<=Зл-|-1, Зл-|-2____4л). 204
Коэффициенты а.ц для каждого уравнения (34) вычисляются по данным обучающей последовательности: о, (36) ?ео1 Для'каждой модели первого приближения t/S? рассчитыва- ется По минимуму 8пр отбирается группа наиболее «перспективных» частных описаний .первого приближения у\}} (1 = 1, 2, 3, Г; здесь Г — свобода выбора решений. Для каж- дого «перспективного» решения первого этапа у\\} выполняют- ся следующие операции. 1. Составляется k уравнений (i= 1, 2, ... , (37) где z[}} —аргумент частного описания; ги-— аргументы, оп- ределяемые выражением (35). 2. Если оценка 8„Р по уравнению (33) для одной или не- скольких моделей у\2} по уравнению (37) имеет меньшее чис- ленное значение, чем 8^р/ модели уи} , то снова составля- ется совокупность частных описаний: 21(- (/=1,2, ... , А), (38) где z{i —аргумент модели у^ , имеющий наименьшую оценку Опр . Процесс направленного усложнения математической модели (содержащей гр) на первом этапе может повторяться многократ- но. Окончательно из совокупности моделей у\}\ //н'от- бирается наилучшая в смысле минимума 3?ф- 3. На первом этапе определяется совокупность обобщенных аргументов для второго этапа, которая состоит из k «входных» переменных (35) и k 'ковариаций «входных» переменных с аргу- ментом z^ присутствующим в модели: Z2i —Zli\ Z2,m-i~zxlz{i{i = \, 2,..., k). (39) 205
4. Также .строятся 2k решений y2i для второго этапа: Уи~ y\i-Yaiz2i\ (40) (4П где Zuj — выбранная скорректированная обобщенная переменная о для следующего ряда (из Г возможных); z2ij— центрированное значение обобщенной переменной; yltj— аппроксимирующее зна- чение функции предыдущего ряда; —коэффициент ортогона- лизации обобщенной переменной относительно ущ (по провероч- ной последовательности); сц — коэффициент, который вычисля- ется по данным обучающей последовательности. 5. Для каждого частного описания уравнений (40) находит- ся бпрпо критерию (33) и проводится сравнение этих оценок. По минимуму критерия регулярности (33) на втором этапе уплотнения математической модели определяется окончательный выбор решений первого этапа среди множества «перспектив- ных» решений у^ (/= 1, 2, ..., Г). На втором, третьем и всех последующих этапах процесс ус- ложнения математической модели аналогичен тому, что прово- дилось на первом этапе, — выбор группы «перспективных» реше- ний и выполнение пунктов 1, 2, 3, 4, 5. Для произвольного s-ro этапа выражение (40) примет вид: = + 1. 2,..,, sk), (42) а совокупность обобщенных переменных s-ro этапа определяет- ся системой: Zsi = Zu ^н/==у„ (<= 1, 2,, А), (43). Zs,s—i,k + i = т. e. переменные zsi находятся среди множества переменных пер- вого этапа Zjf и всех ковариаций переменных первого этапа с об- общенными аргументами, .присутствующими в модели (s—1)-го* этапа. 206
После подстановки в уравнение (40) коэффициентов, опреде- ленных по соотношениям (41), математическая модель 5-го эта- па запишется следующим образом: y=C(j-}-Clzl^ -f~C222c -4-... Cszs:‘ C°HET~S(C'SM: (44) /ео, t = i ?еох С^а\~ 2 Ниже описаны уравнения (1) — (VI), полученные при помощи указанного алгоритма модели для вычисления конечного коэф- фициента газоотдачи 1. Для шостроения модели из общего списка факторов были вы- браны следующие признаки (введенные здесь обозначения рань- ше использовались для описания модели): Х\— начальное плас- товое давление, кгс/см2; х2— суммарный отбор газа в период стабильной добычи, % от запасов; Хз— суммарный отбор газа к началу падающей добычи, % от запасов; х<— темп снижения годового отбора в период .падающей добычи; х$— параметр k/pnv, х6 —параметр 5Разб/5пач; х7 —параметр r/Sfia4. Значения выбранных признаков имеются лишь для 48 объек- тов. Непосредственно для получения модели используются дан- ные по 40 объектам (номера согласно табл. 34: 1.3, 5—10, 13—17, 20, 22—26, 28, 29, 36, 39- 45, 49, 51, 55, 57, 58, 64, 68, 69, 72, 75), а данные по 8 объектам (номера согласно табл. 34: 12, 35, 54, 60, 66, 70, 74, 77) предназначаются для экзамена. Были подобраны шесть моделей. Различия между ними опре- делялись или числом используемых признаков (из семи выбран- ных), пли интервалом изменения газоотдачи, для которого под- бирается .модель. Уменьшение интервала изменения коэффици- ента газоотдачи позволяет повысить точность получаемой модели. Уравнение I. С использованием МГУА выведено уравнение» связывающее конечный коэффициент газоотдачи с выбранными ранее признаками: _____ "Т ^2 V -^1-^64" + Л4 д.х4х4х-х71/"— + x6 _L х> I' Г Х2Х1 + А-х] Х4Х,; |/"-Х,уу + Aj ]/, 1 Программа расчетов для ЭВМ составлена В. Н. Кульчим, С. Г. Патереу» О. В. Шелудько (СКВ института кибернетики АН УССР). 207
где Д = 0,890959412-102; Лб=0,53753886 10~6; А>=— 0,154602161 10; А7= - 0,28061893-10“3; Д3=0,309531437-10~3; Ав=0,469046693; Л4=0,102367641 10-5; А9=0,290395049-10-4. А5 = -0,33661096-10-"; Сравнение рассчитанных по уравнению I и фактических ко- эффициентов газоотдачи для 40 объектов (по 'которым получено уравнение) доказало, что погрешность определения составля- ет 4,2%. Уравнение II. Это уравнение отличается тем, что не содержит jq (темп снижения годового отбора в период падающей добычи): =А 4- А —-А- л3 —4- л4 ———|- у х2 у х7 х$ +А* х2\/Т + ~Г + ,2+ Лб у х~ " х' xi У Х1 х2х2х^ у Х2Х^Х7 ^=0,990198694- 102; Л7 = 0,41851886- 10~5; Л = 0,306126855- IO3; Лй= -0,080109031 -10~fi; Л3=0,185780674; А9=0,129073813-10“3; Л4= -0,226448689-10~5; Л10= -0,051109362- 10э; Л5= -0,349714866-IO"3; Лп = 0,529810623-10“3. Л6=-0,159298094-10-4; Сравнение расчетных и фактических рк для объектов, по дан- ным которых подобрано уравнение II, показало, что средняя погрешность составляет 7,8%. Однако, если не учитывать объек- ты 12, 35, 66, 74, дающие большую ошибку, то погрешность сократится до 3,4%. Уравнение III. Это уравнение получено МГУА по данным 30 объектов с пределом изменения рк от 100 до 87% (номера соглас- 208
но табл. 34: 1, 3, 5—10, 13—17, 20, 22—26, 28, 29, 36, 39 15, 19): Вк=Л + А^1/—- + А^? ъ ]/ -^~ + V х2х3х4х5 У х3х6 -L Л4 -Ь /ад+1/ZHZ+д6 1/ , Х4 V Х3Х4 Х^ Х4Х7 V х}х4х5х7 где Л1 — 0,99898457 102; Л4=0,3998543040-10“7; Л2= -0,899148576- 10л; Л5 = - 0,234520761 10”1; Л3= -0,368974965-10~5; Лб =0,449961031 • 10'1. Результаты расчета рк по уравнению III дают минимальное отклонение от фактических данных —менее 1%. Уравнение IV. Рассматриваемое уравнение составлено по данным 40 месторождений: ?к=А + А —-“Г- + Л—+ Л —1/-^- + -Г2 У xtx5 Х3 Г Xt Х: V Х,Х4 + Л1/ + Хб*2 л/~_х^ д. ° И х3 хг XjX3 V -ад*з ' х; у Х1 х2 У -*2*4-*5 ад хзх1 Т Л9 ,------- Т л10 2,/ • х1 УХуХ3Х^ Х{ у Х2Х3Ху где 4 = 0,963595819-102; Д6= -0,180009946-102; 4= -0,441327492-105; Л7=0,225787560-Ю3; 4=-0,215921048-103; 4=0,82 9669874-103; А, = -0,332428515; 4=0,128279658; А=0,406824973 • 10“s; Л,„ = 0,256500129 102. Уравнения V, VI. С целью обеспечения возможности выбора уравнения, более удобного для вычислений, вывели еще два уравнения, пригодных для условий любого режима разработки. Уравнение V, не содержащее Xi (начальное пластовое давле- ние) и х7 (параметр r/Sna4): =л 14~ л2х2хз 4~ Л3--1- Л4,г5 4- л5 —, x(i х4 8—1939 209
где Л, = 77,05; А,=0,032; Л2=0,32-10-"; Д5=0,55-10~6. А3=0,1928; Уравнение VI: /к — Л[-|- Аг —Л3 —Д —!_2_ _|_ Д XpJCjXjXa *3*1 *3*1 *6*7 +д6^_+д7^л.+лв-^-+ X! Х£Х1Х2 Х7ХзХ! 4" Ад----2^-h ^10--------> X1X3X7 X6X7X3X4 где А{ = 106,03; -0,89-10~4; Л2=- 293734,25; Д7= 1632,8; Л3 = 795,27; Д8= -0,53-104; Л4= —0,49-10-2; Л9= 13068,07; Л5= — 0,97-10~5; Д10=90,64. Уравнения V и VI, как и предыдущие, довольно громоздки, но особых затруднений при вычислениях не доставляют. Точ- ностыопределения рк по ним примерно такая же, как и по урав- нению II. Подчеркнем, что применение трех из шести полученных мо- делей имеет следующие ограничения. 1. Уравнение II не учитывает изменения темпа отбора газа в период падающей добычи. 2. Уравнение III рекомендуется применять для залежей с Рк>0,87, т. е. с высокопроницаемыми однородными коллектора- ми и малыми потерями газа при внедрении вод. 3. Уравнение IV пригодно только для залежей с улруговодо- напорным режимом разработки. Остальные уравнения ограничений не имеют. Пример оценки конечной газоотдачи по Вуктыльскому газоконденсатному месторождению В соответствии с принятыми обозначениями, Вуктыльское га- законденсатное месторождение и состояние его разработки ха- рактеризуются следующими параметрами: *i = 370; *2 = 38,41; Хз = 46,7; *4 = 0,03; *з = 107,7; *6 = 0,58; *7 = 5,478. 210
Поскольку месторождение «пока находится на начальной ста- дии разработки (накопленный отбор газа на середину 1977 г. составлял около 25% начальных запасов), то такие параметры, как отбор газа к началу падающей добычи и за период постоян- ной добычи, брались из результатов прогнозных расчетов. Применение 'последовательной диагностической ироне.i\ ры дозволяет отнести Вуктыльское месторождение к классу В (т. е. с рн 0,85). Тот же результат получается и с помощью метода главных компонент: zi = —0,988 и z2 = 4,806 (см. рис. 55). Расче- ты по МГУА выполнялись только по уравнениям I, V и VI, по- скольку, как уже отмечалось, остальные три имеют ограничения, ие приемлемые для Вуктыльского месторождения, разрабатыва- емого при газовом режиме. Расчеты по уравнениям I, V н VI дают соответственно следу- ющие значения рк: 77,8; 83,4 и 81,9%. Таким образом, считая -все упомянутые методы оценки «рав- ноправными», можно предположить, что реальная конечная га- зоотдача для Вуктыльского месторождения по большинству опе- нок (по «большинству голосов») должна составлять порядка 80—85%. В пользу такой оценки говорит и то, что в процессе прогнози- рования параметров разработки Вуктыльского месторождения, выполненного в лаборатории разработки КФ ВНИИГаза, было получено Рк = 0,85. Прн этом в качестве фактора, ограничиваю- щего рентабельную эксплуатацию скважин, принималось мини- мальное пластовое давление 35 кгс/см2. Для большей определенности, учитывая результаты оценки с помощью метода распознавания образов (<0,85), а также с целью создания некоторого резерва в оценке прогнозных тех- нико-экономических показателей разработки Вуктыльского мес- торождения следует принять наиболее обоснованным значение коэффициента -конечной газоотдачи, равное 0,8. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА ФОРМИРОВАНИЕМ КОНЕЧНЫХ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ Контроль за формированием конечной газоотдачи должен на- чинаться с прогнозирования ее на стадии составления проектов опытно-промышленной и промышленной эксплуатации месторож- дения. Расчеты можно выполнять по приведенным в предыдущем параграфе формулам и методам, основанным на применении методов математической статистики и теории информации. Це- лесообразно результаты этих расчетов сопоставлять с величи- ной, полученной по формулам (26) — (29), или с величиной, обус- ловленной экономическим пределом рентабельной добычи газа из той же залежи, который оценивается практически во всех про- ектах и технологических схемах разработки газовых и газокон- денсатных месторождений. Вследствие недостаточного объема 8* 211
информации о строении и параметрах залежи, имеющегося обыч- но на стадии проектирования разработки, а также несовершен- ства экономико-математических моделей результаты оценки информационно-статистическими методами и по технико-эконо- мическим критериям могут не совпадать. В таком случае нужно аргументированно выяснить причины несовпадения, отдавая оп- ределенное преимущество информационно-статистическим мето- дам, поскольку они менее чувствительны к изменению исходной информации. В этом нетрудно убедиться, выполнив расчеты по любой из формул предыдущего параграфа, полученных методом МГУА, н изменяя поочередно входящие в них параметры. В то же время при гидродинамических и следующих за ними эконо- мических расчетах даже незначительная корректировка началь- ного пластового давления, параметров коллекторов и т. д. неза- медлительно скажется на результатах расчетов. В процессе разработки месторождения и разбуривания его эксплуатационными скважинами нередко представление о геоло- гическом строении и параметрах существенно изменяется. В та- ких случаях необходимо уточнить оценку конечной газоотдачи и информационно-статистическими методами, и с помощью эко- номико-математических моделей. Приведенные методы построены на данных разработки место- рождений с коллекторами довольно высокой проницаемости и, за исключением газоконденсатных месторождений Краснодар- ского края, с довольно благоприятными строением и условиями эксплуатации (без неравномерного интенсивного обводнения, осложнений в эксплуатации скважии и пр.). Поэтому определен- ная с s-их помощью рк должна расцениваться как оптимальная, достижение которой возможно при разработке без серьезных осложнений, снижающих газоотдачу, или с успешной реализаци- ей мероприятий, нейтрализующих вредное влияние имеющихся осложнений. Следовательно, появление в процессе разработки таких ос- ложнений, как неравномерное избирательное внедрение вод в залежь и связанные с ним интенсивное обводнение скважин и локализация крупных газонасышенных объемов продуктивного горизонта, неполная отработка неоднородного вскрытого разре- за нз-за скопления жидкости или образования пробок в стволах скважин,— все это свидетельствует о возможности занижения Вк по сравнению с ее расчетной величиной. Контроль за отработ- кой разреза скважнн и продуктивного горизонта по мощности и площади при помощи построения карт изобар и кривых сниже- ния пластовых давлений, а также геофизических методов описан в главах II и VII. Если факты неравномерности дренирования залежи будут зафиксированы, необходимо принимать меры для их устранения. То же самое относится и к неравномерному внед- рению вод, которое при определенных сочетаниях теологических и технологических предпосылок Поддается регулированию. Регу- 212
лирование продвижения вод как средство увеличения газо- и конденсатоотдачи подробно рассмотрено в работах [13, 102, 124]. Большинство факторов, используемых в качестве исходных при оценке 0К по описанным методам, не .постоянны во времени: в процессе разработки месторождений они могут уточняться и изменяться. Поэтому газоотдача, полученная на стадии проек- тирования, тоже может измениться вследствие того, что отборы газа в течение отдельных стадий разработки или параметры коллекторов будут уточнены и не совпадут с ранее принятыми значениями. Таким образом, периодическая оценка рк на даты уточнения исходных факторов в уравнениях I—VI позволит про- следить тенденцию изменения прогнозной конечной газоотдачи в'процессе разработки того или иного месторождения. Аналогичный подход к контролю за формированием мож- но рекомендовать и для залежей, сложенных коллекторами с пре- дельным градиентом давления уо- Газоотдачу в зависимости от режима разработки целесообразно прогнозировать по формулам (26) — (29). Однако давление забрасывания рк должно быть при этом определено с учетом 'влияния предельного градиента давле- ния, что удобно выполнять с помощью карт, на которые нанесе- ны положения скважии и изолинии предельного градиента при минимально возможном заданном давлении на забое скважин. Тогда, зная расстояние между скважинами, легко оценить рк в любой точке структуры, умножая у0 на расстояние и учитывая поправку на изменение уо от текущего давления в пласте н оста- точной водонасыщенности. Что касается контроля за конденсатоотдачей, то надо отме- тить, что ее конечная величина должна рассчитываться по из- вестной методике, основанной на испытаниях рекомбинирован- ных проб на установке УГК [14, 31], а также подтверждаться расчетным путем с использованием кривых потенциального со- держания 4- в добываемом газе при текущих пластовых дав- лениях pt и информации о прогнозном изменении pt и темпа от- бора газа из залежи во времени. Возможный накопленный отбор газа из залежи будет определяться конечной газоотдачей 0К- Как показывает опыт разработки Вуктыльского газоконден- сатного месторождения, на конечную конденсатоотдачу из место- рождений с большим этажом газоносности заметно влияет способ вскрытия продуктивного горизонта. Если окажется, например, что часть скважин вскроет продуктивные отложения на глубине меньшей, чем предусмотрено по проекту, то и конечная конден- сатоотдача тоже окажется заниженной. Объясняется это замет- ной разницей давлений в верхней и нижней частях разреза боль- шой мощности (следовательно, и разностью текущего конден- сатосодержания), которое в интервале от давления начала конденсации до максимальной конденсации увеличивается с рос- том пластового давления. Кроме того, скажутся и потери тяже- 213
лых углеводородов, обусловленные выпадением нх из пластовой газоконденсатной системы ,при движении ее по пласту к забоям скважин. Важным элементом контроля за формированием конденсато- отдачи является анализ динамики содержания С5+ в добывае- мом газе по мере снижения пластового давления (см. главу V). Если окажется, что в результате промысловых исследований скважин иа содержание С5+ полученные точки не будут ложить- ся на экспериментальную кривую, то необходимо в оценку до- бы-вных возможностей н конечной конденсатоотдачи внести соот- ветствующие коррективы.
ГЛАВА VII ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В настоящее время благодаря усилиям научно-исследова- тельских и 'Производственных организаций промысловая геофи- зика, располагающая широким арсеналом методов и средств,— один из основных источников информации о процессах, протека- ющих в пласте и стволе скважины на всех стадиях разработки месторождения. Особенно значительна роль геофизических мето- дов при контроле за разработкой многопластовых месторожде- ний, имеющих сложное геологическое строение, неоднородные коллекторы н большой этаж газоносности. Нужно отметить, что геофизические исследования, наряду с высокой информативно- стью, характеризуются небольшой стоимостью, что дает возмож- ность проводить их так часто, как этого требует промысловая практика. Глубинные геофизические исследования обычно выпол- няются в комплексе с устьевыми гидродинамическими измере- ниями. В главе рассматриваются возможности промысловой геофи- зики при решении промыслово-геофизических задач, возникаю- щих в процессе разработки газовых и газоконденсатных место- рождений. Решение задач методами промысловой геофизики при добы- че газа связано с четырьмя основными проблемами. 1. Изучение и уточнение геологического строения продуктив- ного горизонта. 2. Оценка запасов месторождения и изменения их во времени. 3. Изучение продуктивности разреза и контроля за эффектив- ностью методов интенсификации добычи. 4. Контроль технического состояния стволов скважины и при- скважинных зон пласта. Достаточно полное представление о промыслово-геологиче- ских задачах, которые в той или иной степени могут решаться методами промысловой геофизики, дает табл. 38. Вполне естест- венно, что не все они пока решаются успешно и с высокой точ- ностью. Поэтому в работе основное внимание уделено тем зада- чам, на которые в настоящее время можно получить ответ с достаточными для промысловых целей точностью и достоверно- стью. 215
Геолого-промысловые задачи, решаемые методами промысловой геофизики Таблица 38 Изучение разреза Выделение реперов и геологическая корреляция разрезов Изучение литолого-фациальных особенностей разреза Изучение геологи- ческого строения ме- сторождения Уточнение тектони- ческого строения Уточнение структурных особенно- стей Уточнение положения дизъюнктив- ных нарушений Детализация про- дуктивной части раз- реза Выделение коллекторов, их типов, эффективных мощностей и других па- раметров Оценка характера насыщения Оценка первоначального положе- ния гвк Выделение и детализация эксплуа тационных объектов Оценка запасов ме- сторождения и изме- нение их во времени Определение газо- насыщенности Оценка коэффициента начальной газонасыщенности Оценка коэффициента текущей га- зонасыщенности Оценка коэффициента остаточной газонасыщенности Определение начальных запасов ме- сторождения
Определение запа- сов месторождения Определение текущих запасов ме- сторождения и распределение их во времени и пространстве Оценка конечных и защемленных запасов газа и определение коэффи- циента газоотдачи Изучение обводне- ния месторождения Определение и прогнозирование ГВК и контуров во времени Оценка режима работы залежи Изучение закономерностей обвод- нения месторождения Выделение интервалов поступле- ния газа в ствол скважины Оценка интервальных дебитов Изучение профиля связи с продуктивным притока и его разрезом Оценка работающей мощности пласта Гидродинамическая корреляция Изучение межпластовых перето- ков газа 217 Оценка продуктив- Изучение добыв- ности разреза пых возможностей Оценка эксплуатационных парамет- ров пласта Оценка характера вскрытия пла- ста Определение проницаемости пла- ста Определение пластовых давле- ний Определение термоградиента и текущих пластовых температур Оценка абсолютных дебитов пласта
Получение инфор- мации по интенсифи- кации добычи Выделение объектов интенсифика- ции и выбор методов интенсификации Определение критических значений коллекторских свойств Определение потенциальных деби- тов Выделение интервалов интенсифи- кации Выделение пластов для интенсифи- кации добычи Контроль за мероприятиями по ин- тенсификации Контроль результатов СКО Контроль за дополнительным вскрытием пласта Оценка результатов интенсифика- ции по плошали и разрезу месторож- дения Контроль за техни- ческим состоянием скважины Контроль за состоя- нием колонн и забоев Уточнение конструкции Уточнение положения башмаков ко- лонн и нкт Уточнение интервалов перфорации Уточнение положения пакеров Уточнение положения мостов Отбивка текущего забоя Изучение технического состояния обсадных колонн и насосно-компрес- сорных труб Изучение коррозии и толщины труб Изучение состояния замковых со- единений и башмака НКТ Выявление разрывных нарушении целостности колонн и труб (трещи- ны, разрывы, протертости) Выявление неразрывных нарушений колонн и труб (смятие, изгибы)
Изучение флюида в стволе сква- жины в зависимости от времени и технологического режима Контроль за состо- янием ствола скважи- ны Выделение зон изменения сечения ствола скважины Изучение распределения цементного камня Контроль за качест- вом тампонажа Изучение состояния цементного камня
Определение уровней Определение типа и состава флюи- да Определение физических свойств флюида Определение мест образования гид- ратов Определение образования минераль- ных сальников Определение образования пробок н стволе Определение высоты подъема де- мента Выявление эксцентриситета колон- । ны | Определение интервалов односто- I ронней заливки । Выявление зон смешения цементно- го и бурового раствора Изучение процесса формирования цементного камня Определение плотности цементного камня по разрезу Выявление нарушений целостности цементного камня
220 Изучение сцепления цементного камня Выявление возможных перетоков газа за колонной Изучение механических изменений прискважинной зоны в связи с добы- чей Изучение состояния прискважинной зоны пласта Изучение результатов воздействия на пласт
Изучение сцепления с колоннами Изучение сцепления с породой Изучение изменения качества сцеп- ления во времени Выявление мест перетоков Оценка перетекаемого флюида Оценка количественной характери- стики перетока Изучение образования каверн Изучение изменения физических свойств прискважинной зоны пласта Изучение выпадения жидкости в прискважинной зоне Изучение образования гидратов в прискважинной зоне Изучение изменений, связанных с задавливанием и возбуждением сква- жин
МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КОНТРОЛЕ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В зависимости от типа решаемых в процессе контроля за раз- работкой месторождений задач методы промысловой геофизики можно, с известной степенью условности, разделить на три груп- пы, :при помощи которых изучаются: пласт и флюиды, находя- щиеся ® пласте; эксплуатационная колонна и прискважинная часть (колонна, цементное кольцо и т. д ); состояние флюидов в колонне. Пласты и насыщающие их флюиды три контроле за разра- боткой в обсаженных скважинах в основном исследуются мето- дами радиоактивного каротажа и термометрией. Из методов радиоактивного каротажа наиболее часто исполь- зуются гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) и импульсный нейтрон-иейтрониый каротаж (ИННК-Т). Гамма-каротаж изучает распределение интенсивности естест- венного гамма-излучения пород то стволу скважины, .которое в основном связано с элементами, входящими в минералы скелета породы, пластовых вод и глинистых частиц (калиевые полевые шпаты, фосфориты и т. д.), элементами, сорбированными на ‘по- верхности частиц'породы, и органическими включениями. При нейтронном каротаже (ННК-Т, НГК, ИННК-Т и т. д.) изучаются процессы взаимодействия нейтронов, испускаемых специальными источниками, с горными породами. Наиболее по- глощают тепловые нейтроны ядра атомов хлора, бора, кадмия, редкоземельных элементов и т. д. Захват нейтронов приводит к образованию возбужденного яд- ра, которое избавляется от избытка энергии путем излучения гам- ма-квантов радиационного захвата. Обычно на этом и заканчива- ется процесс взаимодействия нейтронов с горной породой, однако в некоторых случаях ядра после захвата нейтрона и ра- диационного излучения сами становятся радиоактивными с ха- рактерными периодами полураспада. Это так называемая наве- денная активность, измерением которой пользуются при реше- нии задач промысловой геологии. В зависимости от того, какая из частей процесса взаимодейст- вия нейтронов с веществом рассматривается при исследовании скважины, различают и модификации нейтронного каротажа. С помощью нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННК-НТ) изучается плотность нейтронов на грани- це замедление — диффузия. Показания метода в основном зави- сят от концентрации водородных ядер в изучаемом объеме породы. Нейтрон-нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННК-Т) изучается распределение диффундирующих нейтронов, т. е. тех, которые не изменяют своей энергии во времени и имеют 221
скорость, равную скорости теплового движения молекул. Пока- зания при ННК-Т определяются как водородосодержанпем по- роды, так и концентрацией ядер элементов с аномальными за- хватными свойствами (С1, В). Нейтронный гамма-каротаж (НГК), при котором регистриру- ются гамма-лучи радиационного захвата,— наиболее распростра- ненный метод радиактивного каротажа, его показания, так же как и в случае ННК-Т, обусловливаются содержанием в породе ядер водорода и поглощающих элементов, однако его глубин- ность выше, а используемая аппаратура проще и надежнее. К не- достаткам метода относится то, что вместе с гамма-излучением радиационного захвата при НГК регистрируется и естественное излучение, которое является помехой при интерпретации диа- грамм. При каротаже наведенной активности (НА), при котором ре- гистрируется изменение наведенной активности после облучения породы потоком быстрых нейтронов, облучение может быть как непрерывным, так и дискретным. Метод НА при контроле за раз- работкой газовых и газоконденсатных месторождений пока ис- пользуется редко. В последнее время в практику исследования скважин широко внедряется метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. При импульсном нейтрон-нейтронном каротаже порода облу- чается нейтронами не непрерывно, как это имеет место в других модификациях НК, а кратковременными мощными импульсами, частота которых колеблется для аппаратуры различных типов. Возможности импульсного каротажа реализуются в двух мо- дификациях— импульсном нейтрон-нейтронном каротаже (ИН1.1К) и импульсном нейтронном гамма-каротаже (ИНГК)- Первой из методов широко используется в СССР, второй — за рубежом. К основным достоинствам импульсных методов отно- сится то, что в промежутках между импульсами порода нейтро- нами не облучается, что дает возможность изучить процесс умень- шения плотности тепловых нейтронов во времени. Можно счи- тать, что спад плотности тепловых нейтронов во времени является экспоненциальным и описывается уравнением л(/)=лоехр[ — (/—г], (45) где t — время, отсчитываемое от to, которое обычно составляет 500—800 мкс от нейтронного импульса (время задержки); по—• плотность тепловых нейтронов в момент to- Эта величина опреде- ляется физическими свойствами пласта, конструкцией и заполне- нием скважины, а также особенностями аппаратуры; т —так на- зываемое среднее время жизни тепловых нейтронов. Физический смысл этого параметра станет ясным, если прологарифмировать уравнение (45) и положить t—tQ=x, тогда In — = 1 или ———=е. 1«(Т) пФ 222
Следовательно, среднее время жизни тепловых нейтронов — это период, за который плотность нейтронов уменьшается в е раз (е — основание натурального логарифма). Иногда для характеристики горных пород используют вели- чину л=1/т (в мкс), называемую декрементом затухания плот- ности нейтронов. Декремент затухания представляет собой тан- генс угла наклона линии 1пп(/) =/(/). Метод ИННК характеризуется сравнительно низким уровнем помех, вызванных скважиной. Это объясняется тем, что с увели- чением времени задержки резко уменьшается плотность нейтро- нов, замедленных в скважине, а регистрируемые значения опре- деляются притоком нейтронов из пласта и отражают его свой- ства [116]. Термокаротаж — это один из старых геофизических методов. Термокаротаж используется для оценки некоторых теплофизиче- ских свойств горных пород, тесно связанных с их литологией и насыщенностью. Теплофизичаские свойства изучаются по измере- ниям стационарных и нестационарных тепловых полей. В первом случае измеряется естественная температура горных пород, во втором — результат искусственного охлаждения или нагревания пород. Для теплового поля земли важным показателем является гео- термический градиент, характеризующий скорость изменения температуры с глубиной: r^dT/dh. Обычно термограмма разделяется на прямолинейные участ- ки, на которых оценивается геотермический градиент (в °С/м): Г = (Г2 —Г.)^ —А,). Величина, обратная геотермическому градиенту, называется геотермической ступенью. Оиа показывает число метров, на кото- рых естественная температура пород изменяется на 1°С. Геотермический градиент связан с тепловым потоком и тепло- вым сопротивлением породы Г ~q^=q К, где — тепловой поток; g— тепловое сопротивление; Z — тепло- проводность. Плотность теплового потока q? неодинакова для различных пунктов земной поверхности. Она колеблется от 0,7-10-6 до 2,07-10-6 кал/см2-с, составляя в среднем 1,2-IO’6 кал/см2• с. Кроме того, плотность теплового потока зависит от некоторых других факторов, учесть которые в каждом конкретном случае не всегда удается, поэтому рекомендуется для оценки теплопровод- ности пород использовать относительное значение геотермическо- го градиента (Л. 3. Позин), при этом за опорный принимается мощный литологически однородный пласт с хорошо известным 223
тепловым сопротивлением. Значение теплового сопротивления позволяет в некоторых случаях определить литологию исследуе- мого участка разреза и оценить характер насыщения. Изучение нестационарных полей дает возможность оценить другие теплофизические свойства пород, такие, как теплоемкость и теплопроводность, которые также тесно связаны с литологией и насыщенностью. Для достоверной интерпретации результатов термокаротажа при разработке газового месторождения или экс- плуатации подземного хранилища важно получить фоновые рас- пределения температуры по площади и разрезу продуктивного горизонта, которые служат базой для выявления аномалий, свя- занных с охлаждением или нагреванием залежи, заколонными перетоками, а также для интервальной оценки дебитов. Для изучения прискважинной части пласта, цементного коль- ца и колонны применяют малоглубинные модификации акустиче- ского (АК) и радиоактивного (РК) каротажа. При акустическом каротаже изучается скорость распространения упругих волн в ко- лонне и цементе. Другим важным параметром является скорость затухания упругих волн, которая зависит от свойств породы, а ес- ли среда пористая, то н от свойств флюида, заполняющего поры. Кроме того, на результаты АК значительно влияет степень сцеп- ления цемента с колонной и породой. Из методов радиоактивного каротажа наименьшей глубинностью характеризуется метод рас- сеянного гамма-излучения (метод гамма-гамма-каротажа). При ГГК гамма-излучение от источника рассеивается в изучаемой среде, и на некотором расстоянии от источника регистрируется интенсивность этого излучения, которая определяется плотностью среды. Глубинность метода прямо зависит от энергии излучения источника. Поэтому использование в приборе двух источников гамма-излучения и двух индикаторов позволяет одновременно изучать распределение плотности цемента и толщину обсадной колонны. Потоки флюида исследуются методами, чувствительными к изменению скорости движения, химического состава или термо- динамического состояния. Основные из иих — дебитометрия, тер- мометрия, манометрия и в некоторой степени влагометрия. Этот комплекс рекомендуется называть газодинамическим каротажем (ГДК) [81. В процессе контроля за разработкой месторождений исследо- вания выполняют в действующих, остановленных и заглушенных рабочим раствором скважинах. Действующие и остановленные скважины исследуют через лубрикатор [70]. Эффективность геофизических работ во многом определяется подготовкой скважин к решению той или иной практической зада- чи. Опыт показывает, что так называемые «неудачные» исследо- вания в большинстве случаев проводились в неподготовленных скважинах, когда не были обеспечены необходимые условия для выполнения геофизических работ. 224
ИЗУЧЕНИЕ И УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Результаты исследований действующих скважин дают инфор- мацию о положении в разрезе работающих интервалов, которая используется для уточнения особенностей геологического строе- ния залежи и гидродинамической корреляции. Под термином «гидродинамическая корреляция» понимается изучение распреде- ления по площади и разрезу газоотдающих пластов. Здесь возможны два подхода к решению этой проблемы. Пер- вый заключается в том, что коррелируются газоотдающие пласты и геологическое строение уточняется по результатам корреляции. Такая корреляция возможна для большинства месторождений, сложенных терригенными отложениями, свойства которых обыч- но меняются по площади гораздо меньше, чем карбонатных, и пе- рерывы в корреляции часто можно объяснить или увеличением глинистости коллекторов, или неэффективным их вскрытием в данной скважине. Выяснение причин перерыва в корреляции мо- жет привести к выделению объектов для направленной интенси- фикации добычи газа. Второй подход связан с тем, что на некото- рых месторождениях, особенно представленных карбонатными коллекторами и имеющих большой этаж газоносности, работа- ющие интервалы не коррелируются даже по двум соседним сква- жинам, т. е. распределение газоотдающих участков разреза имеет «пятнистый» характер. В этом случае гидродинамическую кор- реляцию целесообразно проводить по пластам, из которых не от- мечено поступления газа ни в одной из скважин месторождения [48]. Именно таким способом уточнялось строение Вуктыльского месторождения (см. главу I). Исследования действующих Вук- тыльских скважин показали, что газоотдающие интервалы рас- пределены неравномерно: как правило, газ в скважину поступает из небольшой части вскрытого разреза, составляющей от 5 до 50% вскрытой мощности. Поэтому для корреляции в толще кар- бонатных отложений по комплексу промыслово-геофизических признаков (пониженные значения НГК, КС, увеличение диамет- ра скважины, положительные значения ПС) были выделены три реперных горизонта: А, Б и В (рис. 56). Эти горизонты приуро- чены к пластам, не отдающим газ в скважину; нн в одной сква- жине поступления газа из этих пластов не отмечено, а по данным анализа керна (А. А. Ханин, В. И. Сливков) матричная пори- стость образцов, отобранных из этих интервалов, редко превыша- ет 1,5%. Выделенные реперные горизонты хорошо прослежива- ются по площади и разделяют всю продуктивную толщу иа четы- ре пачки, в которых и содержатся газоотдающие породы, представляющие собой систему некоррелирующихся линз. Такое представление о строении месторождения и факт равномерного падения давления в северной и центральной его частях позволя- ют сделать предположение о гидродинамической сообщаемое™ 225
Ск8 19 СкВ 109
Сх8 118 Ск8.122 /27 ии 73 ни
линз коллектора по вертикальным трещинам, что является важ- ным обстоятельством прн прогнозировании параметров разработ- ки и мероприятий по выбору объектов для интенсификации. КОНТРОЛЬ ЗА ГАЗО- И ВОДОНЛСЫЩЕННОС ТЬЮ РАЗРЕЗА, ДИНАМИКОЙ ЗАПАСОВ И ПРОДВИЖЕНИЕМ ВОД Оценка запасов сводится к изучению связей между коллектор- скими свойствами пластов н насыщенностью их флюидами, с од- ной стороны, и их геофизическими характеристиками — с другой, а также к расчету объемов газа в пластах на основании резуль- татов обработки геофизических наблюдений и анализов керна. Кроме того, в случае упруговодонапорного режима необходимо определить количество внедрившейся в залежь контурной и по- дошвенной воды и остаточного газонасыщспия в обводненных пластах. Эти данные используются для оценки темпов дренирова- ния залежей и газоотдачи отдельных пластов и залежи в целом. Таким образом, проблема оценки запасов н их изменения во вре- мени включает следующие промыслово-геологические задачи. 1. Уточнение петрофизических свойств коллектора. 2. Определение газонасыщенности разреза. 3. Подсчет объема газа. 4. Контроль за обводнением отдельных скважин и всего мес- торождения. Методы определения петрофизических свойств хорошо извест- ны [24]. Дополнительная информация, полученная в процессе эксплуатации месторождения, позволяет лишь уточнять характер связей между отдельными параметрами и более детально изучать распределение пород с различными петрофизическими свойства- ми по площади и разрезу. Метод оценки газонасыщенности пород следует описать более подробно, так как этот параметр по величине изменяется в про- цессе разработки залежи и является одним из основных контро- лируемых геофизическими методами [10]. Различают несколько стадий газонасыщенности пластов-кол- лекторов: начальная — до начала разработки месторождения; текущая — насыщенность в данный момент; критическая — мини- мальная, при которой из пласта еще не поступает вода, т. е. ког- да фазовая проницаемость для воды еще равна нулю; прорыв- ная— при которой из пласта вместе с газом начинает поступать вода; остаточная — за фронтом обводнения. В процессе эксплуатации месторождения газонасыщенность пластов определяется методами НК, из которых наиболее рас- Рис. 56. Корреляционная схема с учетом газоотдающих интервалов в разрезе Вуктыльского газоконденсатного месторождения. 1 — газоотдающне интервалы; 2 —реперные горизонты; 3 — кавернометрия; 4— ПС; 5 — КС; 6 —ГК; 7 — дебнтометрия; 5 — термометрия 227
пространены нейтронный гамма-каротаж, двухзондовый нейтрон- ный гамма-каротаж и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Широкое использование нейтронных ме- тодов при оценке газонасыщеиности объясняется тем, что газо- вые пласты, в отличие от водоносных или нефтеносных, имеют относительно малые водородосодержаиие и плотность флюида, насыщающего поры. Если нефть по содержанию ядер водорода и плотности практически не отличается от воды, то водородосо- держание газа в 620/р раз, а плотность даже в 1400/р раз мень- ше, чем у воды (р — давление в пласте, кгс/см2). В настоящее время существует несколько методик оценки га- зонасыщениости по результатам НК. Все они основаны на изуче- нии водородосодержания в зоне пласта, не превышающей деся- тых долей метра, поэтому для достоверной оценки газонасышен- ности необходимо полное расформирование зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Наиболее представительны такие определения в неперфорированной скважине с герметичным це- ментным кольцом, исключающим попадание в прискважинную часть изучаемого пласта флюидов из других участков разреза. Первым способом оценки газонасыщеиности по результатам измерений одним зондом НГК, получившим широкое распростра- нение, является способ двух опорных горизонтов, разработанный во ВНИИЯГГ [Ю]. Газонасыщенность оценивается по двойному разностному параметру: ‘/г — (Jx ~ Jо)/(Л — Jо)’ где /х — значения НГК в пласте с неизвестным насыщением; /г, /0— показания против таких же пластов, ио с ог, соответственно равные 0,95 и 0 (аг — газонасыщенность). Опо'рная зависимость ^г=/(аг) была построена по результа- там модельных работ, проведенных в МИНХ и ГП и во ВНИИЯГГ, а также при помощи расчетов по методу подобия. Эта зависимость постоянна при значительном изменении коэф- фициента пористости (от 16 до 30%), почти не зависит от длины зонда. На ее вид ие влияет мощность источника, если регистрация проводится в диапазоне линейности аппаратуры. Для давлений меньше 100 кгс/см2 зависимость <7г=/(ог) хорошо аппроксимиру- ется уравнением qr=- 0,77 lg (1 - О = - 0,77 1g (46) При давлениях выше 100 кгс/см2 необходимо учитывать экви- валентное влагосодержание газа и прибавлять его к воде, нахо- дящейся в порах пластов. В этом случае выражение (46) можно записать так: ?r=-0,77lg(cB + -^) 228
Основной недостаток рассматриваемой методики — необходи- мость равенства пористости у изучаемых и опорных пластов. Практически это бывает в редких случаях, одиако, если в продук- тивном разрезе пористость имеет многомодальное распределе- ние, то разбив все продуктивные пласты па конечное число групп и определив для каждой группы значения /г и Jq, можно увели- чить точность оценок ог. Так, для Ленинградского месторождения (нижний мел) в результате статистической обработки данных опробований было установлено, что продуктивные коллекторы разделяются на две группы, характеристика которых приведена в табл. 39. Таблица 39 Характеристика продуктивных коллекторов Ленинградского месторождения Параметры Коллектор группы 1 ii Среднее значение пористости т 0,260 0,170 Стандартное отклонение о/п 0,024 0,031 Среднее значение глинистости Сгл 0,100 0,170 Стандартное отклонение оСгл 0,041 0,077 Среднее значение газонасыщенности ог 0,840 0,640 Стандартное отклонение оог 0,032 0,060 Различия в коллекторах I и II групп, а также в пределах каж- дой группы обусловлены главным образом неодинаковым содер- жанием глинистой фракции. Однако в большинстве случаев такого разделения сделать не удается, поскольку пористость, а следовательно, и начальная га- зонасыщенность распределены без видимых закономерностей и выделить опорные пласты не представляется возможным. Эти не- достатки исправляются методикой, предложенной в работе [1], где на материалах месторождения Газлн построена палетка для случаев отсутствия в разрезе опорного пласта той же пористости, что и изучаемый. Тогда за опорный можно принять любой другой горизонт, характеризующийся пористостью /и*, газонасыщен- ностью о* и интенсивностью вторичного гамма-излучения Л» а двойной разностный параметр рассчитывается по формуле где q*r—двойной разностный параметр для аг=аг. На рис. 57 приведена палетка для определения газонасыщен- ности в подобных случаях. Там же нанесены результаты оценки ог для следующего примера, заимствованного из [24]. 229
Пусть /л=14 250 имп/мин, /о=6210 имп/мин, /и = 0,22, в опор- ном пласте ^г=0,72;т*=0,25 и Л= 12600 имп/мин. Для аг= = 0,72 и rn=0,25 qJ = 0,370 (точка А на рис. 57), следовательно, <7г = (14250—6210) (12600 — 6210) 0,370=0,446. При /п = 0,22 имеем аг=0,78 (точка В на рис. 57). За последние годы в тресте Союзгазгеофизика разработана методика комплексного учета водородосодержания пород, осно- ванная на предположении о существовании универсальных зави- симостей типа где V3 — объем воды в единице объема породы; Ут.ф — объем твердой фазы в единице объема породы. Очевидно, что в газосодержащих пластах Ув+^т.ф=/= 1, тогда как в полностью водонасыщенных пластах это равенство соблю- дается. Объем воды Vb можно представить в виде суммы: 17а = /по.„ Д- а Угд зг/п0.„. (47) р Здесь Шо пСГв — содержание воды в межзерновом пространстве; Ов •—коэффициент водонасыщенности; 623агт0.п/р — эквивалент- ное влагосодержаиие газа; то.п — при построении эталонной кри- вой определяются по электрическому каротажу; аУГл — содержа- ние воды в глинистом материале; Угл в некоторых случаях можно определить как разницу между скелетной и откры- той пористостями. Значение а определяет- ся по результатам анали- за связи Jx = f (/По.„+al/rj) по заведомо водоносным пластам. Для этого изу- чается дисперсия S2, воз- никающая при различных значениях а. За истинное принимается то значение, которое соответствует ми- нимуму S2. Результаты изобража- ются в виде номограммы, по которой последователь- но определяют влияние от- дельных компонент выра- Рис. 57. Палетка для оценки газонасышен- ности терригенных пластов 230
Рис. 58. Номограмма для оценки газонасыщеиности терригенных коллекторов Ачакского месторождения жения (47) на Jx. Следует отметить, что нормирование значений НГК может быть любым. В частности, на рис. 58 представлена номограмма, рассчитанная Л. Г. Градовой для Ачакского место- рождения, где значения НГК приводились к единым условиям двойным разностным параметром, а зависимости Jx от объемной влажности построены для пластов с различным содержанием кар- бонатного материала. Эта номограмма дает возможность не толь- ко оценивать ог, но и проводить корреляционную обработку вре- менных замеров НГК по верхней правой четверти бланка. Ясно, что в таком случае нормировать необходимо только один из сопо- ставляемых замеров. При отсутствии в разрезе пластов с известным газонасыщени- см и определенными коллекторскими свойствами применяется метод двух зондов НГК, который позволяет оценивать газона- сыщеиность пластов, если она превышает 50% [69]. 231
Рис. 59. Зависимость относительных показаний НГК от длины зонда. а — модельные данные: / — пласт, состоя- щий из сухого насыпного песка (тл=35— 40%) + колонна + цементное кольцо; 2 — то же, но заполнено водой; 3 — цемент с водосодержаннем 45% + колонна; 4 — во- да + колонна + цементное кольцо; б — скважинные данные: 5—водоносный пласт в скв. 3 Ленинградского месторождения; б нефтеносный пласт с гпп = 30% в скв. Уь Анастасневского месторождения; / — газовый пласт в тех же условиях; 8 — плотный пласт с тП=В% в скв. 3 Ленин* градского месторождения В этом случае коэффициент газонасыщенности оценивается по разности аномалий НГК, зарегистрированных зондами двух раз- меров, Разница в показаниях обусловливается зависимостью ин- тенсивности вторичного гамма-излучения от длины зонда Z: Jr=Joe_sl=Joe“,,,‘M, (48) где М — так называемая длина миграции, Л7 = /Й+Л+^Г Здесь Ls — средняя длина замедления быстрых нейтронов; Ld — средняя длина диффузии тепловых нейтронов; £v — средняя дли- на пробега гамма-квантов в изучаемой среде. Величина М (или К) почти не зависит от пористости. Это связано с тем, что хотя с увеличением пористости уменьшается длина замедления и диффузии, ио в то же время увеличивается длина пробега гамма-квантов, компенсируя уменьшение Ls и La. Если результаты измерения НГК выразить в условных едини- цах, т. е. пользоваться отношением показаний против пласта (/пл) и в эталонировочной среде (/зт), то зависимость (48) ста- новится близкой к линейной. Это иллюстрирует рис. 59, на кото- ром показаны кривые /=/пл//эт=7(/), полученные на моделях (см. рис. 59, а) и в скважинах (см. рис. 59, б). Зависимости / = 232
=f(l) хорошо аппроксимируются прямыми линиями, причем на- клон прямых для пластов или моделей, поры которых заполнены водой, одинаков, не зависит от пористости и резко отличается от наклона прямых для газоносных пластов. Из этого же рисунка видно, что по измерениям, выполненным одним зондом, не всегда можно отличить газоносные пласты от низкопористых водонос- ных (пласты 7 и 8 при размерах зонда 30—50 см). Если кривые НГК, зарегистрированные зондами большого (/=70 см) и малого (/=35 см) размеров при копировке совмес- тить по пластам, поры которых не содержат газа, например, по мощным интервалам глин, то газоносные пласты, газонасыщеи- ность которых больше 50%, будут выделяться превышениями по- казаний НГК-70 над показаниями НГК-35. Эти превышения (по- ложительные приращения) пропорциональны газонасыщенностн пластов. Газонасыщенность можно оценить по формуле, аналогичной (46), полученной в работе [10] для измерений одним зондом. Точность оценки аг невелика, в среднем она составляет 15—20%. Однако такие измерения можно использовать’при отсутствии в разрезе опорных пластов с малым водородосодержанием или вы- сокой известной газонасыщенностью. Метод двух зондов НГК широко применяется для качествен- ной оценки газонасыщеиности, вполне достаточной при определе- нии положения ГВК или выделения обводнявшихся пластов с высокой начальной газонасыщенностью. Рис. 60 иллюстрирует возможности метода как в условиях вы- сокопористых терригенных отложений (интервал 2030—2125 м), так и в породах с высоким относительным сопротивлением. Так, интервал 2130—2190 м (юрско-триасовые отложения) нельзя од- нозначно охарактеризовать по БКЗ. Этот интервал четко разде- ляется по приращениям значений НГК, согласно которым на глубине 2173 м находится газоводяной контакт, что было под- тверждено опробованием. На основе замеров двумя зондами НГК можно по динамике приращений НГК судить об изменениях газонасыщеиности прискважинной части пласта, связанных с рас- формированием зоны проникновения илн обводнением. Для оценки газонасыщеиности пластов можно несколькими способами использовать и результаты импульсного нейтрон-ней- тронного каротажа. Наиболее проста оценка газонасыщеиности по результатам измерений на одной временной задержке, которая подбирается оптимальной для данного района. При такой задер- жке регистрируемые значения плотности тепловых нейтронов обеспечивают максимально возможную точность определения газонасыщеиности пластов [13]. По измерениям ИННК и данным о газонасыщеиности пластов, полученным по БКЗ или другим методам, строится опорная зависимость, причем для исключения влияния скважинных условий и нестандартности аппаратуры 233
Рис. 60. Выделение газоносных пластов на Ленинград- ском месторождении методом двух зондов НГК. 4—результаты интерпретации по измерениям двумя зондами НГК- В —тоже по БКЗ; а— кривая НГК-70; б —кривая НГК-35; / — газонасыщенные пласты; 2 — водонасыщенные пла- сты. з — пласты с низкой проницаемостью; 4 — пласты с тесной характеристикой; 5 — плотные пласты значения плотности тепловых нейтронов выражаются двойным разностным параметром: *7г.н = (Ях 234
где пх, «max» «mtn — значения плотности тепловых нейтрино» в изу- чаемом пласте и опорных горизонтах. Опорными горизонтами мо- гут служить водоносные или глинистые пласты («min), а также породы с низким содержанием водорода—известняки, пласты с высокой газонасыщенностью и т. д. («тах). Другим способом выделения газонасыщенных и обводненных пластов, а также ориентировочной оценки газонасыщенности яв- ляется способ двух задержек [41]. Сущность его заключается в том, что в заведомо водоносных пластах с небольшой пористостью устанавливаются одинаковые отклонения гальванометров, реги- стрирующих плотность тепловых нейтронов на двух временных задержках, разнящихся между собой иа 400—600 мкс. После этого выполняются измерения в интервале исследований. Так как среднее время жизни тепловых нейтронов в газоносных плас- тах намного больше, чем в водоносных, то первые будут отли- чаться значительными превышениями нормированных показаний на большой задержке по сравнению с малой. Благодаря большой глубинности такой способ выделения газоиасыщенных пластов более эффективен при исследованиях перфорированных скважин, чем метод двух зондов НГК- Определять газонасыщенность по ИННК можно также, ис- пользуя основной параметр — среднее время жизни тепловых нейтронов (т). Сущность одного из возможных подходов к оцен- ке ог заключается в следующем [68]. Для пород, содержащих газ и воду, среднее время жизни тепловых нейтронов 1 = 1-я | та, [ я»г _ (49) Тпл ТСк Тв Тг где Тпл — среднее время жизни тепловых нейтронов в пласте, мкс; Тек, тв, Тг — среднее время жизни тепловых нейтронов в скелете породы, пластовой воде и газе соответственно, мкс. Из приведенного соотношения (49) легко получить выраже- ния для определения коэффициента газонасыщенности пласта агх' Тщах Тв.п где тх, тв, п, Ттах — соответственно значения среднего времени жизни тепловых нейтронов в изучаемом пласте, полностью водо- насыщенном пласте той же пористости и в максимально газона- сыщенном пласте С известным Огшах; Ах, Ав.п, Хтах — то же для декремента затухания. В случае, если газонасыщенность опорного пласта равна 1, выражение (50) упрощается: Зг.г~(^л- 'b.h) ('’них ^в.11)- 235
В некоторых случаях трудно найти опорные пласты, имеющие ту же пористость, что и изучаемый. Тогда необходимо использо- вать приемы, позволяющие оценить газонасыщенность пласта путем введения некоторых условий. Так, например, если порис- тость породы коррелируется с глинистостью, а это характерно для многих месторождений, сложенных терригенными породами (Ше- белинское, Майкопское, Медвежье, Уренгойское и т. д.), то мож- но считать, что при ИННК определяется суммарный объем гли- нистого материала, время жизни нейтронов в котором примерно одинаково с водой, и воды. В этом случае газонасыщенность пла- ста описывается соотношением: где ттът1тх — отношение открытых пористостей опорного и изу- чаемого пласта. Погрешность определения аГх зависит от точности значения т, а также от дифференциации разреза по этому параметру и само- му значению огх- Эту ошибку для терригенных коллекторов мож- но ориентировочно найти из соотношения: Дог = 8(т)(4-а„), где Дог—абсолютная погрешность оценки ог, %; б(т) —относи- тельная погрешность определения т. Импульсный иейтрои-нейтроииый каротаж можно использо- вать также и для послойного исследования породы в радиаль- ном направлении. Это очень важно, когда из-за плохого цемента- жа в газоносные пласты по затрубному пространству начинает Рис. 61. Зависимость плотности тепло- вых нейтронов от времени для скв. 51 месторождения Медвежье. Точка: / — 4; -2 — 6 внедряться подошвенная во- да. Измерения таким мало- глубинным методом, как НГК, могут быть проинтер- претированы как подъем ГВК, тогда как по значени- ям т, определенным иа боль- ших задержках, такого за- ключения сделать нельзя. На рис. 61 показаны та- кие «двухслойные» зависи- мости плотности тепловых нейтронов от времени задер- жки, полученные по скв. 51 месторождения Медвежье. Эта скважина расположена на западном крыле складки, причем ближайшие эксплуа- тационные скважины нахо- 236
дятся сравнительно далеко. Несмотря на это, по измерениям НГК отмечается снижение газонасыщеиности в прискважинной зоне пластов нижней части разреза. Это снижение со временем захватывает все больший и больший интервал, создавая впечат- ление резкого подъема ГВК в этой части месторождения, хотя эксплуатация ближайших скважин происходит без каких-либо признаков внедрения подошвенных вод. Скорость подъема грани- цы снижения газонасыщеиности хорошо иллюстрирует рис. 62, на котором представлены результаты замеров НГК, сделанных в различное время. Столь необычное изменение газонасыщеиности нельзя объяснить ни особенностями геологического строения, ни типом месторождения. Ответ на вопрос был получен после проведения в скважине точечных измерений прибором ИГН-4. Анализ изменения плот- ности тепловых нейтронов свидетельствует, что наиболее вероят- ной причиной снижения газонасыщеиности в прискважинной час- ти пласта следует считать подъем подошвенной воды по негерме- тичному цементному камню и пространству между стенкой сква- жины и обсадной колонной. Результаты определения ог даны в табл. 40. Здесь же приведены значения открытой пористости и газонасыщеиности пласта, определенные по электрическому каро- тажу, а также газонасыщеиности (по радиоактивному каротажу в различное время). Из этих данных видно, что снижение газона- Таблица 40 Сопоставление параметров ог, полученных разными методами в скв. 51 Медвежьего месторождения Глубина течки Электрокаротаж Радиоактивный каротаж иорис ГОСТЬ, /п, % гаэонасышен- ность аг, % (НГК), % аг (ИННК), % 4/11974 г. 27/111976 г. ближняя зона дальняя зона 1210,2 27 31.0 55 55 1208,1 — 27 31,0 46 46 1206,2 79,0 35,0 60 36,5 46 85 1205,2 80 5 36,0 56 29,0 52 70 1204,8 82,5 37,0 — 32,0 59 59 1203,3 82,5 37,0 32,0 52 86 1202,2 28,0 24,0 — 32,0 47 80 1201.2 28,0 24,0 38 16,0 30 80 1200,4 76,5 34,0 54 16,0 44 75 1199,6 76,0 33,0 59 24,0 63 63 1198,6 83,0 38,0 — 24,0 63 63 1197,8 83,0 38,0 84 42,0 59 59 U96.9 77,0 34,0 69 42,0 57 57 1195,8 85,0 38,0 86 39,0 63 63 1194,6 85,0 38,0 86 39,0 82 82 1194,0 82,0 37,0 81 82,0 82 82 1189,6 82,0 36,5 72 76,0 83 83 1189,2 82,0 36,5 72 76,0 83 83 237

Рис, 62. Изменение газонасыщенности ближней зоны во времени в скв, 51 месторождения Медвежье
Рис. 63. Изменение естественной радиоактивности, связанное с обводнением пластов на Шебелннском месторождении сыщенности, отмечаемое по результатам нейтронного гамма-каро- тажа, можно объяснить только продвижением воды по цементно- му кольцу и прискважинной зоне, так как дальняя зона во всем интервале имеет высокую газонасыщенность. Этот пример показывает необходимость комплексного подхо- да к интерпретации малоглубинных методов прн контроле за про- движением ГВК во времени. В этой же скважине, если использо- вать только материалы, полученные по измерениям одним зондом НГК, создается полная иллюзия планомерного подъема ГВК во времени. За последнее время на некоторых месторождениях (Шебелнн- ское, Мирненское, Оренбургское и др.) отмечено, что обводня- ющиеся пласты иногда отмечаются высокими значениями естест- венной радиоактивности (ГК), которые в десятки раз превыша- 240
ют зарегистрированные против тех же пластов в скважине до начала обводнения. Природа этих аномалий до конца не выясне- на, однако их появление может служить достаточным признаком обводнения продуктивных интервалов и является надежным при- знаком для выделения обводнявшихся пластов. Это явление ил- люстрирует рис. 63, на котором приведены результаты времен- ных замеров ГК в скв. 200 Шебелинского месторождения. На ри- сунке четко выделяется обводнение кровли пласта в интервале 2617—2621 м, подошвы пласта в интервале 2577—2579 м, а пласт 2478—2508 м обводнился полностью. Информация о газонасыщенности также является основой для оценки запасов в любой момент разработки газового месторож- дения. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ РАЗРЕЗА Изучение продуктивности разреза выполняется для решения промыслово-геологических задач, связанных с определением про- филя притока газа в скважину, оценкой эксплуатационных пара- метров пластов, выделением объектов для интенсификации добы- чи и контролем мероприятий по ее проведению. Сюда же входят и наблюдения за изменением состава газа по стволу скважины. Профиль притока исследуется дебитомерами, на различных режимах работы скважины, в том числе и при дебите, равном нулю. Существуют два принципиально различных подхода к оценке дебитов газа и отдельных интервалов разреза скважин. Первый основан на измерении скорости потока по ство- лу скважины. Датчики скорости при этом непосредственно кон- тактируют с потоком. Эти приборы целесообразно называть ско- ростемерами, так как для оценки дебита из того или иного участ- ка необходимо знать скорость и нормальное сечение потока. Второй подход связан с изучением вторичных явлений, вы- званных особенностями движения газа по пласту, притока его в ствол скважины и подъема от забоя к устью. Одним из таких ме- тодов является термометрия, использующая для оценки дебита дроссельный и калориметрический эффекты, другим — изучение акустических полей в зоне притока и т. д. Приборы, в которых реализован этот подход, не требуют обязательного контакта с движущимся флюидом и знания геометрических параметров по- тока, что очень важно при исследовании участков разреза, пере- крытых насосно-компрессорными трубами. Недостатком таких методов оценки дебита является необходимость учета некоторых факторов, что снижает точность определении. Из большого числа конструкций турбинных дсбитомеров для исследования газовых скважин наиболее пригодны приборы се- рии «Метай» («Метаи-J» или «Метан-2»), предназначенные для измерения скорости движения природного газа при механических 9-1939 24)
примесях, не превышающих 0,1 г/м3, жидких 500 см3/м3, при ра- бочем давлении до 400 кгс/см2 и температуре до 4-160° С. Две сменные турбинки обеспечивают измерение скоростей в диапазо- не 0,1—10 м/с. Технология изготовления турбинок позволяет до- стигнуть большой степени их идентичности. Дебитомер состоит из турбинки, магнитного контактора, кор- пуса, кабельного наконечника и быстросъемных грузов. Назем- ная аппаратура имеет счетчик импульсов с выходом на электро- механический счетчик и интегратор. Первый необходим для точечных замеров, второй—для преобразования сигнала в посто- янный ток при записи на диаграмму. Сила этого тока пропорци- ональна частоте вращения турбинки. Прибор работает следующим образом. Поток газа, текущий по стволу скважины, приводит во вращение турбинку. Магниты, закрепленные на оси турбинки, воздействуют через герметичные стенки датчика на систему, замыкающую и размыкающую изме- рительную цепь с частотой Д пропорциональной скорости потока со. Значение дебита регистрируется наземной аппаратурой. Связь частоты вращения турбинки со скоростью потока выра- жается так [6]: для турбинки первого диапазона ш=0,26/, м.с; (51) для турбинки второго диапазона «) —0,076/, м/с. (52) Анализ материалов показывает, что температура в диапазоне +304-4-70° С и давление от 50 до 250 кгс/см2, а также содержа- ние конденсата в добываемом газе до 300 см3/м3 влияют на связь между частотой вращения турбинки и скоростью потока в пределах инструментальной погрешности прибора (±5%). Приведенные зависимости были получены по результатам об- работки данных исследования скважин Газлинского, Ефремов- ского, Шебелинского и Вуктыльского месторождений, характери- зующихся самыми различными термобарнческими условиями и составом газа. Результаты обработки представлены (рис. 64) в виде тарировочных графиков [6]. Абсцисса каждой точки пред- ставляет частоту вращения турбинки в герцах, зарегистрирован- ную в интервале между верхним отверстием и башмаком насос- но-компрессорных труб, а ордината — скорость газа на этом участке (в м/с), определенную по дебитам, замеренным на устье. Скорость движения газа связана с дебитом, приведенным к нормальным условиям, соотношением: ш гР^ (?и + <?у рт\ S где QH, Q-y — дебит, замеренный в шлейфе и утечка через лубри- катор. 242
Рис. 64. Эталонировочные зависимости для дебитомера «Метан-1». /. 2. 3. 4. 9, Ю. /2 —скв. 99, 131, 207, 78. 63. 186 и 242 Газлинского месторождения. 5— скв. 5 Ефремовского месторождения; 6. 7—скв 333 и 219 Шебелинского месторождения; 3 —скв. 1)8 Вуктыльского месторождения; // — Майкопское месторождение Утечка Qy определяется множеством факторов. Основными являются давление, состав газа и степень износа сальника луб- рикатора. Методика оценки утечки разработана М. И. Багрян- цевым и заключается в следующем. В закрытой скважине по по- казаниям прибора под башмаком насосно-компрессорных труб определяют дебит утечки Qy и давление на устье ру. Считая, что дебит пропорционален р2 и что при р = 0 также QH=0, в коорди- натах Qu—р2 проводят прямую линию через точку Qn—р2у и на- чало координат. По этой зависимости оценивают Qy в процессе исследования скважины на различных режимах, используя зна- чения ру. Для учета влияния износа шайб замеры в закрытой скважине должны выполняться до и после исследований дебито- мером. Интерпретация диаграмм, полученных турбинным добито- мером, становится ясной из схемы, показанной на рис. 65. 9* 243
Рис. 65. Схема диаграммы дебитомера с тахо- метрическим датчиком скорости (работающие ин- тервалы выделены штриховкой) В нижней части дебитограммы показа- ния прибора равны нулю и движения га- за нет. Затем с глубины ha турбинка на- чинает вращаться, причем в интервале притока скорость вращения крайне нерав- номерна. Это вызвано тем, что на фоне общего потока газа в стволе скважины выделяются горизонтальные струи из пер- форационных отверстий. Скорость газа в этих струях намного больше, чем скорость основного потока, поэтому, попадая в прибор с торцевой части прибора, струя увеличивает скорость вращения турбинки. Если же струя попадает на турбинку со стороны головки прибора, то вращение замедляется, причем не исключена возможность 244
'.''М;'' ((.'Пыг м3/ cyr Рис. 67. Номограмма для определения дебита газа по измерениям тахометри- ческим дебитомером при диаметре труб от 127 до 299 мм полной остановки. В результате диаграммы дебитомера в ин- тервалах интенсивного поступления газа, особенно в нижней части ствола скважины, часто бывают изрезаны «пиками», ко- торые не всегда одинаковы при повторных замерах. Показания прибора в таких интервалах не связаны с дебитом, поэтому ни в коем случае не могут использоваться для его оценки. Дебит от- дельного пласта или интервала, если пласты не разделены не- проницаемыми пластами достаточной мощности, определяется как разность количества газа до подхода к пласту и после его прохождения. Для расчета дебита по скорости движения газа применяются номограммы, рассчитанные Е. Е. Фроловым и уточненные М. И. Багринцевым. Они представлены на рис. 66, 67. По дебитограмме можно оценить н относительные дебиты ин- тервалов в скважинах, где отсутствуют поглощающие пласты. В этом случае относительный дебит интервала равен: 245
Рис. 68. Индикаторные кривые по скв. 202 месторождения Медвежье. & = 0; а-. / — 0,52; 2 — 1,8; 1+2—0.39 где fi, — показания прибора соответственно до и после оцени- ваемого интервала; fs — показания прибора выше верхнего от- верстия, но ниже башмака насосно-компрессорных труб. По величине интервальных дебитов в комплексе с измерения- ми температуры и давления можно оценить фильтрационные ко- эффициенты а и Ь н пластовое давление отдельных пластов, при- чем методика обработки результатов измерений не отличается от применяемой при устьевых наблюдениях. По результатам измерений в скв. 202 месторождения Мед- вежье построены индикаторные линии (рис. 68), а данные приве- дены в табл. 41. Как видно из этих данных, устьевые измерения не отражают поведения отдельных пластов в разрезе, тем более при малых де- бнтах, когда из ннжиего пласта газ перетекает в верхний. Инте- ресно отметить, что проницаемость вскрытой части разреза, оп- ределенная по кривым восстановления давления, составляет 2 Д, что в три раза больше, чем по индикаторным кривым. Это может свидетельствовать о несовершенстве вскрытия и о возможностях мероприятий по снижению депрессии на пласт. Другим прибором, используемым для оценки скорости газа, является термоанемометр. Термоанемометрический метод опенки дебита основан на измерении теплоотдачи нагретого тела, поме- щенного в поток движущегося газа. В случае стационарного теп- лового поля процесс теплообмена между поверхностью нагрето- го тела и окружающей средой описывается законом Ньютона — Рихмана [32]: 1Г=а5(Г„-7-л). где W — мощность энергии, рассеиваемой нагретым телом; F — поверхность тела; Тст, Тп — соответственно температура стенки и потока; а — коэффициент теплоотдачи, величина которого опре- 246
Таблица 41 Результаты обработки промыслоно-к'офнзических исследований скв. 202 месторождения Медпсжъс Показа юли 1 1 ,HI«- г I+tt 1 " Газоотдающий интервал 1141,6- 1141,6—11-16,4 1168,4-1180,4 1180,8 Мощность, м 39,2 4,8 12,4 Давление, кгс/см2: скважина закрыта 104,8 104,8 105,0 с/шт = 19,06 мм 104,4 104,3 104,5 ^шт =50,60 мм 100 6 100,4 100,7 Температура, °C: скважина закрыта 36,6 36,5 36,6 Дебит, тыс. м3/сут: скважина закрыта 6,0 — 183 189 с/шт= 19,06 мм 540,0 240 300 duir“25,37 мм 950,0 500 450 (/|ЦТ = 34,91 мм 1440,0 844 596 с/шт = 44,45 мм 2016,0 1412 604 =50,60 мм 2374,0 1649 725 Обработка индикаторных кривых: рпл, кгс/см2 105,1 104.1 106,9 a 0,39 0,52 1.9 b 0 0 0 a 0,645 2,63 0,17 деляется скоростью потока, теплофизическими свойствами дви- жущегося флюида, а также геометрическими особенностями датчика. Датчик термоанемометра может быть выполнен двумя спосо- бами. В некоторых приборах — это металлическая нить, нагрева- емая электрическим током. Она одновременно служит и датчи- ком температуры. Так, например, датчик термоаиемометра СТД-2 конструкции ВУФ ВНИИГеофизики [26] представляет собой ме- таллическую трубку, в которой помещен жгут изолированного провода диаметром 0,05 мм и общим сопротивлением 1000 Ом. Пространство между проводом и трубкой заполнено сплавом с температурой плавления 80—130° С. Температура датчика оцени- вается по сопротивлению, измеряемому на поверхности мостом постоянного тока. Приборы с такими датчиками характеризуют- ся низкими значениями верхнего предела измеряемых скоростей, так как перепад температуры между датчиком и движущейся сре- дой настолько мал, что он практически «сдувается» при низких скоростях потока. Гораздо больший диапазон измерения скоростей имеет при- бор, в котором нагреватель н датчик температуры разделены 247
между собой. Такой датчик имеет термоансмометр СТА-4 конст- рукции треста Союзгазгеофизика [7]. Интерпретация результатов измерения термоанемомстром го- раздо сложнее. Зависимость между разностью температур пото- ка и стенки датчика от скорости потока следующая [7]: \''25 U)~Af р0,8^0,23^0,57 j ^сг“^и) 1,-Э» (53) где А) — аппаратурный коэффициент, зависящий от конструкции датчика, его размеров, потребляемой мощности; р, ср, j.i — соот- ветственно плотность (в кг/м3), теплоемкость при постоянном давлении (в Дж/кг-°С), теплопроводность (в Вт/м-°С) и вяз- кость (в м-с/м2) среды, скорость которой изучается. Уравнение (53) показывает, что с помощью термоанемометра возможно решение задач двух типов: определение скорости пото- ка при неизменных теплофизических свойствах среды и опенка из- менения этих свойств, когда скорость потока известна по резуль- татам других измерений. При постоянном составе газа легко вычислить относительный дебит в данном сечении скважины по формуле о Qs Г (т-ет-т-А!1'25 °™ Q, [(Гсг-Л,)5] ' Индекс з относится к потоку в данном сечении, S — к потоку непосредственно под башмаком насосно-компрессорных труб при условии, что верхнее отверстие находится ниже. Интервальный относительный дебит определяется как раз- ность относительных дебитов в кровле и подошве работающего интервала. Методика выделения работающих интервалов по турбинным и термодинамическим измерениям дебитометрии примерно одина- кова. Следует только помнить, что при измерениях приборами ти- па «Метан» скорость потока пропорциональна частоте вращения турбинки, а при использовании термоанемометров — обратно пропорциональна величине (ТСт—Тп) -25, т. е. диаграммы имеют как бы зеркальную симметрию. На рис. 69 приведены результаты измерений дебитомерами «Метан» и СТА, полученные при исследовании скв. 25 Майкоп- ского месторождения. Качественное сопоставление диаграмм позволяет отметить практически полное совпадение всех характер- ных отклонений на обеих дебитограммах, а также высокую диф- ференциацию работающих пластов по диаграммам термодебпто- мером. Количественные оценки дебитов отдельных интервалов находятся в пределах измерений. Измерение влагосодержания газа термоанемометром основа- но иа изучении показаний прибора, обусловленных изменением теплофизических свойств флюида. Это возможно при комплскс- 248
12Ь °C - температура, газа в скважине 12 IB /ц г | - Частота вращения 12 IB Гц f | турбинки. „Метана.-1” /48 /53 /57 /6/ 167 173 /8/ ’С /48 152 /57 /65 /73 180 188°В -----О И 8 .....О 4 8 -------— /43 /44 ----------/40 /44 Y//A' I—|г |—|J |—14 |..............|51-----|у Рис. 69. Результаты исследований скв. 25 Майкопского месторождения тахо- метрическим и термодинамическим анемометрами. 1 — пласты, отдающие газ; 2— диаграмма термоанемометра прн <5=153 тыс. м’/сут; 3 — то же, но при <5 = 114 тыс. м’/сут; 4 — диаграмма «Метана-1» прн <5 = 153 тыс. м’/сут; 5 — то же. но при Q = 114 тыс, м3 * 5 * */сут; 6 — диаграмма термометра при <5 = 153 тыс. м’/сут них измерениях тепловым и тахометрическим дебитомерами, так как показания последнего слабо зависят от содержания воды в газе. Если скорость потока известна, то формулу (53) можно пре- образовать следующим образом: п = р.0-37, р°-8<?£23 №57 = ЛрДГ-'ш».8, где постоянная прибора Лпр = 1Гх°-2/^. 249
wood : 5 Рис. 70. Номограмма для определения коэффициента А для термоанемометра типа СТА Рис. 71. Номограмма для определения водного фактора газа
Рис. 72. График учета влияния температуры на оценку водного фактора
Рис. 73. Результаты комплексных исследований Кривая: ] — дебитомера; 2 — термоанемометра; Как показывают расчеты, изменение теплофизических свойств потока’определяется главным образом содержанием воды. Это и послужило основой для построения номограммы, применяемой при оценках водного фактора. Номограмма (рнс. 70, 71, 72) состо- ит из трех частей. Первая служит для определения аппаратур- ного коэффициента АПр, вторая — количества воды в газе при температуре потока 100° С, третья учитывает влияние температу- ры, которое существенно лишь при малом содержании воды. В качестве примера определения содержания воды в газе рас- смотрим результаты исследований скв. 219 Шебелинского место- рождения (рис. 73) НГК, дебитометрией, термометрией, термо- анемометрией и манометрией на трех режимах работы: в коллек- тор по затрубному пространству с дебитом 170 тыс. м3/сут, на фа- кел и при нулевом дебите газа. Радиоактивный каротаж проведен прибором РКМ-4. Газоди- намический каротаж выполнен прибором «Комплекс-1», который включает в себя струнный датчик манометра «Пласт-1», смен- ный узел с турбинкой от «Метана-2» и термоанемометр СТА-4м. Параметры следующие: 1Г=50 Вт; х = 0,13 м; f=6,4 10~3 м2; /г-г принято равным 0,04. В результате комплексной интерпрета- ции было выделено два интервала притока газа в скважину: 252
скв. 219 Шебелинского месторождения. 3 термометра; 4 — манометра 1852—1858 м и 1878,2—1897,4 м. Последний интервал представ- ляет собой пачку пластов, но для поставленной задачи рассмат- ривать каждый пласт в отдельности нет необходимости. По тер- мограмме Гскв = 50,15° С, по диаграмме термоанемометра Тм9 = = 56,5° С, тогда T = TiiaT—7'скв = 6,35°С, по манограмме р = = 42,64 кгс/см2, По номограмме коэффициент Лпр=128000. Затем определили водный фактор газа по номограмме следующим образом. Деление 3,33 шкалы / и деление 128000 для Дпр шкалы 2 соединили прямой и зафиксировали точку ее пересечения с про- межуточной шкалой 3. Далее на шкале 4 \Т нашли деление 6,35 и соединили его с ранее отмеченной на шкале 3 точкой, продол- жили эту прямую до пересечения ее со шкалой 5. Затем из этой точки провели горизонталь до пересечения с кривой для давления р=42,64 кгс/см2, которое находилось путем интерполяции между кривыми для давлений 40 и 60 кгс/см2. На номограмме эта интер- поляционная кривая отмечена пунктирной кривой. Потом из точ- ки пересечения опустили перпендикуляр на шкалу влагосодср- жания при 7= 100° С. Далее по графику учета влияния темпера- туры (см. рис. 68) определили влагосодержание при 7(К(} = = 50,15° С. Для этого из точки со при 7 = 100° С провели горизон- таль до пересечения с нужной температурной кривой. Из точки 253
Таблица 42 Определение влагосодержания газа в скв. 219 Шебелинского месторождения Режим работы скважины Интервал определения водного фактора газа, м Исходные данные Водный фактор газа со, см*/м* », м/с Гдат> “С ^СКВ > °C дт, °C р, кгс/см’ Выше 1852 3,30 56,50 50,15 6,35 42,64 850 В коллектор по затрубно- Ниже 1852—1858 Выше 3,23 57,70 50,50 7,20 42,64 550 му простран- ству 1878,2—1897,4 Ниже 3,36 58,10 50,50 7,80 42,64 500 1878,2—1887,4 0,46 57,56 55,00 2,56 42,82 35 000 Выше 1852—1858 Ниже 4,87 55,50 49,40 6,10 37,40 650 1852—1858 4,26 58,20 59,15 8,05 37,00 350 На факел Выше 1878,2—1897,4 Ниже 4,40 59,00 50,20 8,80 37,00 300 1878,2—1897,4 Ниже 1,00 66,50 54,60 11,90 36,60 2250 1930,5 1,10 57,50 54,60 2,90 37,00 20 000 пересечения опустили перпендикуляр на шкалу определяемого влагосодержания. Получим со=850 см3/м3. Таким же образом было определено влагосодержание выше и ниже выделенных двух пластов при работе скважины в коллек- тор по затрубному пространству и при работе на факел. Резуль- таты этих расчетов были сведены в табл. 42. Из таблицы видно, что при работе скважины в коллектор ни- же 1897,4 м в скважине находится вода (со = 35ООО см3/м3), а при работе скважины на факел вода обнаружена ниже 1930,5 м. Различное содержание воды в газе, определенное по номо- грамме выше интервала 1878,2—1897,4 м и ниже интервала 1852—1858 м, при работе скважины на двух режимах объясняет- ся погрешностью при оценке влагосодержания. В данном случае погрешность составляет 50 см3/м3. Наличие воды в скважине подтверждается комплексной интер- претацией промыслово-геофизического материала по скв. 219. На диаграмме радиометрии по увеличению интенсивности НГК мож- но выделить три интервала: 1852,0—1858,0 м; 1878,2—1882,6 м; 1886,0—1897,4 м. Исследуем работу выделенных интервалов. Интерпретацию диаграммы термоанемометра в закрытой при установившемся давлении скважине удобно вести, анализируя их снизу вверх. Ни- 254
же 1897,4 м велика объемная доля воды в стволе скважины. Из нижнего интервала наблюдается незначительный приток газа с водой в скважину. Резкое увеличение показаний термоапемомст- ра отмечается против среднего интервала на глубине 1882 м. Это явление можно объяснить притоком чистого газа из интервала. В результате увеличивается объемное содержание газа в стволе скважины и датчик термоанемометра резко нагревается, так как теплоотдача в газе в сотни раз ниже, чем в воде. На диаграмме термометра наблюдается понижение температуры против сред- него и нижнего интервалов, вызванное, видимо, притоком газа после закрытия скважины. Дебитограмма в закрытой скважине не дифференцирована. Скорость потоков нз среднего и нижнего интервалов недостаточна, чтобы раскрутить турбинку «Мета- на-2». Верхний интервал в закрытой скважине не работает. При работе скважины на диаграмме термоанемометра выде- ляются все три интервала. Резкое увеличение показаний термо- анемометра, свидетельствующее о границе раздела сред с различ- ным влагосодержанисм, отмечается на глубине 1885 м, т. е. ниже, чем в закрытой скважине. Последующее резкое понижение тем- пературы датчика связано с притоком из нижнего интервала, отдающего больше воды, чем газа. По мере подъема датчик термо- анемометра нагревается за счет увеличения объемного содержа- ния газа, поступающего из среднего интервала, а верхний интер- вал отмечается незначительным охлаждением датчика прибора. Па кривой термометра средний и нижний интервалы выделя- ются понижением температуры датчика на 5° С, а верхний — не- значительным изломом на термограмме. На дебитограмме средний и нижний интервалы уверенно вы- деляются по увеличению частоты вращения турбинки. Дебит этих интервалов составляет 100 тыс. м3/сут. Верхний интервал на де- битограмме не выделяется, видимо, из-за малого его дебита. Рассмотрим диаграммы, записанные при работе скважины на факел по затрубному пространству. На кривой термоанемометра по мере работы скважины граница сред с различным влагосодер- жанием переместилась на глубину 1930 м. Нижняя часть нижнего интервала отмечается резким охлаждением датчика термоанемо- метра, что связано с притоком воды. Характер кривой против среднего интервала (увеличение Тдат) показывает, что из интер- вала в ствол поступает газ. Дальнейшее охлаждение датчика вы- звано, видимо, притоком из верхнего интервала, но граница его на диаграмме смещена, что, по-видимому, связано с инерцион- ностью прибора. На термограмме работающие интервалы отмечаются пониже- нием температуры датчика. На диаграмме дебитомера уверенно выделяются работающие интервалы по увеличению частоты вращения турбинки. Дебит среднего и нижнего интервалов составляет 150 тыс. м3/сут. Дебит верхнего интервала значительно меньше. 255
Таким образом, данные качественной интерпретации, указыва- ющие на наличие в стволе скважины сред с большим и малым содержанием воды, подтверждаются количественными данными, определенными с помощью номограммы. Другой способ оценки дебита основан на том, что изменение температуры газа при его движении по пласту и стволу скважи- ны связано с процессами адиабатического расширения (дроссель- ный эффект или эффект Джоуля — Томсона), калориметрическо- го смешивания и влиянием геотермического градиента. Охлаждение газа в результате дроссельного эффекта опреде- ляется законом изменения давления в радиальном направлении и теплообменом с окружающей средой. В терригенных коллекто- рах, где расширение газа происходит вблизи стенки скважин, теплообменом можно пренебречь. Тогда изменение температуры будет: __ Д7' = 7'пл-Г* = £Др, (54) где ДГ — уменьшение температуры за счет дроссельного эффекта; Тил— температура газа в пластовых условиях; Т* — температура выходящего из пласта газа; е — интегральный коэффициент Джо- уля — Томсона. Изменение температуры за счет калориметрического смеши- вания двух потоков газа оценивается по уравнению теплового баланса: £#од7'под<7|г,)т “Ь Япл = ^смТ'см^см • (55) Здесь Слоя- сПл, Сем — соответственно удельные теплоемкости газа, подходящего снизу, выходящего из пласта и смеси; ^под, q„л, qc>l — количества газа для тех же условий; ТППд> Т*, — температуры для тех же условий. Учитывая незначительные изменения теплоемкости (если, ко- нечно, в продукции отсутствует вода), уравнение (55) можно уп- ростить: t'mAq„m + T*4„l,=Tcuqcsl- (56) В то же время ^ЦОД + ^7сИ' (57) Решая совместно уравнения (57) и (58), имеем (58) • -- ' ПОТ Использование уравнения (58) для оценки дебита бывает за- труднительно, так как Т* зависит от давления в пласте, которое часто оказывается неизвестным, поэтому приходится полагать, что депрессия на все работающие пласты одинакова [122]. В практике разработки многопластовых газовых месторожде- ний нередко одинаковые значения депрессии на все работающие пласты отмечаются только в начальный момент разработки. В дальнейшем из-за неоднородности физических свойств и раз- 256
ной интенсивности дренирования пластовые давления в каждом изолированном пропластке могут оказаться различными. Пласто- вое давление и депрессия — одни из основных параметров при изучении фильтрации газа в пористых средах, поэтому они сами по себе представляют значительный интерес. Исходя из двучленного закона фильтрации, депрессию на пласт можно определить как Ал < ~ АI = = - АI + V + а:Я«п I + b:q„, : Подставив это выражение в уравнения (55) и (58), получим выражение для оценки дебита, которое удобнее записать в неяв- ном виде и решать методом последовательных приближений [9]: 4 . О; 3 Я ИЛ I “И — I Ь[ ЬТу + 2bT2it.ip3 j 2 , <7 ил “Г , (АГг/-г /) ~ ^CMATj(- n "t" _o 7ПЛ —------- 1—u> ^-bi Здесь at, bi — фильтрационные коэффициенты для i-го работа- ющего пласта; Д7'] = TCV , —-Гп01 f; Д7’2=7'пЛ1-“'Люд/- Очевидно, что для самого верхнего пласта <?см является пол- ным дебитом скважины (при отсутствии межпластовых пере- токов) . Если для отдельных пластов значения а, и Ь, неизвестны, то их можно оценить по результатам устьевых измерений следу- ющим образом. Известно, что в случае, если газ в скважину поступает сразу из нескольких пластов, то интегральные фильтрационные коэф- фициенты определяются соотношениями [57]: Уа^/Ь, . 1 Лг = —; bi~--------------------—. aVi/bi)2 (уЮ/*<)2 Величины Qj и bi для отдельного пласта в работе [30] выража- ются формулами: а,. = -116|лУ~“го /in 2k-(..Л; JlkihpQTQ \ Rc / , РатРО^пл^О / _____"1 '''-ЛТкТ/У'А где С], с2 — коэффициенты, учитывающие несовершенство вскры- тия пласта и степень загрязнения призабойной зоны; li — коэффи- циент микрошероховатости породы, зависящий от пористости и проницаемости; Z=y k/m; остальные обозначения общепринятые. Индекс «0» означает, что величины взяты для нормальных условий. 257
С определенной погрешностью можно считать постоянными для данной скважины все компоненты для определения а и b за исключением Л, k и I. В этом случае фильтрационные коэффици- енты ai и bt для каждого работающего пласта определяются, как в работе [9]: g5(sKW , kihi ’ (59) b^b^VhU, )2^-. (60) Выражения (58) и (60) дают возможность определить филь- трационные коэффициенты отдельных пластов. Для обеспечения эффективного использования термограмм при оценке дебитов отдельных прослоев измерения необходимо выполнять в установившемся потоке, причем скважина должна работать по затрубному пространству. Примером оценки дебита служат исследования скв. 201 Ефре- мовского месторождения (рис. 74). Продуктивная часть в этой скважине вскрыта одним фильтром, начиная с 2167 м до забоя. Насосно-компрессорные трубы опущены до 2726 м. Скважина исследовалась при суммарном дебите 950 тыс. м3/сут и устьевом давлении 132 кгс/см2. На термограмме по отрицательным аномалиям можно выде- лить пять интервалов, в каждом из которых имеется по несколько газонасыщенных пропластков, имеющих самые различные физи- ческие.;-свойства. Для каждого пропластка по данным промысловой геофизики были определены физические свойства и рассчитаны их средние значения по выделенным интервалам. Полученные данные ис- Таблица 43 Результаты расчетов фильтрационных коэффициентов и дебитов по скв. 201 Ефремовского месторождения (es =12, bz =0,026) Пара мегры Инсервал 2289-2342 2432-2446 2535—2556 2596-2645 2730—2732 Мощность проницае- мых прослоев, м Пористость, % Проницаемость, мД а b р, кгс/см2 Q о б щ, ТЫС. М 3 <7 о т н, % 30,0 14,8 11,3 35,2 0,015 156,0 585,0 76,0 7,6 13,8 10,2 151,3 0,025 157,5 60,0 8,0 14,8 17,8 75,3 10,8 0,0028 159,0 5,0 14,8 14,3 71,0 31,7 0,0082 160,0 94,0 12,0 2 0 16,5 20,0 1100,0 0,287 161,0 32,5 4,0 258
Рис. 74. Результаты измерений температуры в скв. 201 Ефремовского место- рождения пользовались для оценки фильтрационных коэффициентов и де- бита (табл. 43). Данные о поинтервальных дебитах часто используются при выборе объектов для интенсификации добычи газа и обоснования оптимальных режимов работы скважины. Выделение объектов для интенсификации связано с оценкой возможностей пласта отдавать содержащийся в нем газ в ствол скважины. Кроме перечисленных задач, термометрия позволяет прово- дить качественную дифференциацию притока флюидов по разрезу. 259
Забой 2701,0 м Рис. 75. Выделение работающих интервалов по термометрии для скв. 117 Вук- тыльского месторождения. Замер: 1 — 26/111 1972 г. через 2.5 ч после пуска скважины в работу с дебитом 0.735 млн. м3/сут; 2 — 26/Ш 1972 г. через 3,5 сут после остановки скважины; 3—7/IV 1972 г. после проведения CKO 30/Ш 1972 г.; 4, 5—1/VI1I 1974 г. в работающей скважине; 6 — работаю- щие интервалы; 7 — поступление газа ниже интервала исследования На рис. 75 'Приведены временные замеры распределения тем- ператур в стволе действующей скв. 117 Вуктыльского газоконден- сатного месторождения. Скважина находится в эксплуатации с 1/IX 1972 г. 30/Ш 1972 г. на скважине была проведена солянокислотная об- работка. Первые термограммы (1, 2, 3) записаны до и после СКО (май и апрель 1972 г.); газоотдающие интервалы выделяются скачкообразным снижением температуры. Верхние интервалы практически не работают. На кривой / виден также вынос инфильтрата бурового раство- ра из наиболее продуктивного пласта 2550—2552 м. 260
Термограммы 4, 5 зарегистрированы через два года, когда пластовое давление по скважине снизилось до 233 кгс/см2 и стало почти на 100 кгс/см2 ниже давления начала конденсации. На кривых 4, 5 видно подключение новых газоотдающих ин- тервалов в верхней части разреза. Кроме того, в подошвенной части двух верхних интервалов притока наблюдается возраста- ние температуры на 0,2—0,5° С с последующим незначительным снижением ее в кровельной части. Это может свидетельствовать о притоке из нижних частей этих интервалов (2500—2503 м) жид- кого флюида, в данном случае, по-видимому, газового конденсата. Большой объем работ по опенке поинтервальных дебитов в скважинах на многих газовых месторождениях и подземных хра- нилищах газа позволил сделать вывод о том, что интенсивность работы пласта трудно предсказать в довольно широком диапа- зоне его физических свойств. Часто пласт не отдает газ в скважи- ну, несмотря на дополнительные меры воздействия на него (до- полнительная перфорация, увеличение депрессии и т. д.). Это говорит о том, что понятие «газоотдающий пласт» (коллектор) имеет статистическое содержание. В этом случае опробование каждого пласта следует рассматривать как статистическое испы- тание по схеме Бернулли [106]. По этой схеме каждому пласту приписывается вероятность Р (с которой он может отдавать газ в ствол скважины). Не отдающий пласт имеет соответственно вероятность q=\—Р. Таким образом, весь интервал продуктив- ного горизонта можно рассматривать как состоящий из групп пластов с вероятностью работы Pit Р2, ..., Рь и числом работаю- щих пластов П], п2..tik в каждой группе. Среднее число рабо- тающих пластов (математическое ожидание) в каждой из выде- ленных групп определится как а общее число во всем интервале Схема Бернулли позволяет также оценить возможность откло- нения числа работающих пластов от среднего значения. Для од- ной группы это отклонение выражается как = + /т УП;Р(61) а для всего интервала (62) Здесь t-;— коэффициент надежности оценки. Величина опреде- ляется уровнем надежности у, показывающим вероятность того, что наблюдаемые отклонения не выйдут за пределы рассчитанно- го по формулам (61) или (62) доверительного интервала. Коэффициент надежности оценки в зависимости от довери- тельной вероятности у имеет следующие значения: у 0,80 0,90 0,95 0,99 /7 1,28 1,65 1,96 2,58 26!
Рис. 76. Зависимость относительной работающей мощности от открытой пори- стости для Ефремовского месторождения. Лоти=*0.)2 fe0 п - ) .37; 4 = 0,99; аг1 = ±0,015; kQ п = 11.4% Общее число работающих пластов можно оценить по формуле: Очевидно, что мероприятия по вовлечению в работу новых участков разреза целесообразны только тогда, когда N отличает- ся от вычисленных значений. Для вычисления ее необходимо знать значения Р и q. Основой для их оценки служат глубинные гидродинамические исследования. При этом следует различать два случ’ая. Первый характерен для месторождений, разрез кото- рых представлен однородными хорошо прослеживающимися по площади сравнительно мощными пластами. В этом случае рабо- тающие пласты выделяются однозначно. Пласты группируются по известным правилам математической статистики [106], и мощ- ность работающих пластов hpa6 в каждой из выделенных групп сравнивается с общей мощностью пластов в группе йх. Получен- ные данные используются для .построения -графиков типа: Р,=йра6.'Й5=/(т)=ф(аг). Примером могут служить результаты опытно-промышленной разработки Ефремовского месторождения. На этом месторожде- нии в 11 скважинах было выделено 1146 пластов с открытой по- ристостью больше 8%. Выделенные пласты были разделены на шесть групп с шагом пористости 1,4%. График зависимости веро- ятности работы пласта от открытой пористости приведен на рис. 76. По графику можно наряду с оценкой вероятности работы пласта определить нижнюю границу открытой пористости рабо- тающих пластов, а также верхнее ее значение, после которого от- 262
мечается 100%-ное вступление планов в работу. Эти же шаче- ния можно получит ь, исиользуя уравнение связи: /< — 0,12/потк— 1,37. из которого видно, что 100%-ная поверхность вступления пластов в работу (Pi—\) отмечается при тОтк^19%. В процессе исследований встречается также случай, когда ра- ботающий интервал характеризуется частым чередованием мало- мощных пластов с различными физическими свойствами. По ре- зультатам дебитометрии можно оценить, какой из пропластков отдает газ, а какой нет, так как на диаграммах такой интервал выделяется как единое целое. Тогда изучается вероятность того, что пласт с данными физико-литологическими свойствами попа- дает в работающий интервал. Очевидно, что для вскрытых интер- валов эта вероятность не меньше вероятности Р, его работы, т. е. Рп^Ръ Действительное положение линии зависимости будет соответствовать нижней огибающей на графиках Pn=f(m, аг). Примером таких построений являются результаты, получен- ные на месторождении Медвежье (рис. 77). Для построения за- висимости все газонасыщенные пласты были разбиты на 12 групп с шагом по ог_5%. Для каждой группы определялось суммарное число пластов данной группы, попавших в перфорированные ин- тервалы (Hz), и число пластов, попавших в работающие интерва- лы (лп). Вероятность Рп оценивалась по отношению nulnz. Из рис. 77 видно, что Рп для пластов с ог=30—50% невелика и не превышает 0,30—0,35, в работающих интервалах преобладают пласты с сгг^55%. Уравнение нижней огибающей следующее: Р(-= 0,00205^ — 0,97. Рис. 78. Зависимость вероятности ра- боты пласта от пористости по НГК для Вуктыльского месторождения Рис. 77. График оценки вероятности работы пластов в зависимости от коллекторских свойств (для место- рождения Медвежье) 263
Газонасыщенность нижней границы коллекторов, отдающих газ в скважину, составляет 47%, а полное вступление пластов в работу наблюдается только при ог^98%, что соответствует чис- тым неглинистым отложениям. Проверка методики для карбонатных отложений Вуктыльско- го месторождения выявила аналогичное поведение работающих пластов, однако нижнего предела пористости не отмечено, т. е. газ с различной степенью вероятности можно получить из любых пластов (рис. 78). Уравнение регрессии в этом случае имеет вид: ^ = 4,43^-5,66. В интервале пористости 13—19% отмечается несоответствие между вычисленными и фактическими вероятностями. Было вы- сказано предположение, что возможной причиной этой аномалии является избирательная глинизация таких пластов во время бу- рения. Это не подтвердилось: перфорация под давлением, прове- денная в скв. 89, не привела к существенному изменению продук- тивности таких пластов. Выявленная закономерность послужила основой для дальней- ших работ по оценке потенциальной продуктивности пластов и изучению ее связи с коллекторскими свойствами. С этой целью анализировалось распределение дебитов газа из 1 м коллектора при депрессии 20 кгс/см2 (q), которые сопоставляли с пори- стостью, определенной по НГК. Для этого весь диапазон измене- ния пористости коллекторов был разбит на 12 групп с шагом 2%. Для каждой группы оценивалось математическое ожидание (<?) и дисперсии (S2) величины q, причем 52=ул(.((/ —i/;)2 Я, Рис. 79. Зависимость удельного деби- та от пористости на Вуктыльском ме- сторождении. Группа коллекторов: /—I; 2—II где hi — мощность работаю- щих пластов; Н— общая мощ- ность пластов в данной группе. Оценка дисперсии исполь- зовалась для вычисления дове- рительного интервала для каж- дой группы. При этом довери- тельная вероятность была при- нята равной 0,95. В табл. 44 даны результаты обработки измерений вскрытой части разреза по пяти скважи- нам (скв. 102, 89, 104, 118, 108). По данным табл. 44 постро- ен график зависимости q от по- ристости (рнс. 79). Так как связь между пористостью и про- ницаемостью, а следователь- 264
но, н дебитом имеет степенной характер, величина q откладыва- лась в логарифмическом масштабе. На графике четко выделяют- ся две линии, характеризующиеся примерно одинаковым накло- ном к оси пористости. Наиболее вероятным объяснением этому будет то, что выявленные зависимости относятся к различным группам коллекторов. Можно считать, что I группа, в которой ра- бота пластов наблюдается практически с пористости, равной ну- лю, связана с трещиноватыми коллекторами. II группа коллек- торов отдает газ только из пластов, пористость которых больше 5,5%. Связь удельного дебита 7, с пористостью описывается урав- нениями: Ig^i —0,11/и, 1g г/ц —-10,11m — 5.5\ Нетрудно заметить, что коллекторы I группы аналогичны по средней производительности пластам II группы, пористость кото- рых больше на 5,5%. Это хорошо согласуется с общим мнением о существовании в гранулярных коллекторах (особенно терриген- ных) нижнего предела пористости. Пласты, пористость которых меньше предельной, не имеют межзерновой проницаемости. Таким образом, по результатам гидродинамического карота- жа все газонасыщенные пласты по способности отдавать газ в ствол скважины можно разделить иа три группы: 1. Неколлсктор. Это пласты, из которых не отмечается поступ- ления газа ни в одной скважине. 2. Условный или вероятный коллектор. Из части пластов газ не поступает. Количественным критерием для характеристики ус- ловного коллектора служит вероятность вступления его в работу. Эта вероятность увеличивается с улучшением коллекторских свойств. Таблица 43 Результаты обработки вскрытой части разреза т 3 и т т $ н 0-2 1 0 0 12 0 12,1- -14 13 31,15 8,45 59,8 2,1-4 3 2,94 2,14 74,5 14,1- -16 15 8,20 6,00 34,2 4,1-6 .”1 5,30 2,90 9,94 16,1- -18 17 26,20 10,60 24,0 6,1-8 7 5,60 5,50 79,0 18,1- -20 19 21,30 23,40 11,0 8,1-10 9 10,20 5,40 86,2 20,1- -22 21 32,00 25,50 7,6 10,1-12 11 16,20 8,40 72,2 22,1- -24 23 83,20 43,80 2,8 3. Безусловный коллектор. Работают все пласты без исключе- ния. Вероятностный характер работы пластов необходимо учиты- вать при анализе результатов исследования скважин, при плани- ровании мероприятий по интенсификации добычи и при подсчете запасов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абдуллаев К. М., Гергедава Ш. К-, Резванов Р. А. Применение промыс- ловой геофизики при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭГазпром, 1972, 76 с. 2. Асланов Ш. С., Петрушевский Е. И Влияние испарения остаточной во- ды на рост коэффициентов продуктивности газоконденсатных скважин.— Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1966, № 1, с. 43—46. 3. Ахмедов 3. М. О нелинейных эффектах при фильтрации газа. — Изв. АН СССР. Сер. Механика жидкости и газа, 1969, № 5, с. 103—109. 4. Ахундов А. Р., Гезалов Ф. Л. К графоаналитическому методу опреде- ления смеси вод. ДАН СССР, т. 20, № 1, 1964, с. 95—108. 5. Аширов К. Б. О линзах погребенной воды в нефтяных залежах. — Но- вости нефтяной и газовой техники. Сер. Геология, 1962, № 2, с. 56—68. 6. Багринцев М. И. Результаты промысловой тарировки «Метан-1» и оп- ределение интервальных дебитов газа. — Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1972, № 5, с. 8—13. 7. Багринцев М. И., Омесь С. П., Чуйков А. Ф. Датчик скважинного тер- моанемометра.— Геофизическая аппаратура, 1974, вып. 56, с. 5—16. 8. Багринцев М. И., Омесь С. П., Хортов В. Г. Некоторые результаты газо- динамического каротажа скважин. — В кн. Тезисы докладов на Всесоюзной конференции «Повышение эффективности научных исследований в области разработки месторождений природных газов». Бухара, 1973, с. 68—71. 9, Баркалая О. Г., Омесь С. П. Определение пластовых давлений по ре- зультатам геофизических исследований действующих газовых скважин.— Нефтегазовая геология и геофизика, 1974, № 7, с. 37—41. 10. Берман Л. Б., Нейман В. С. Исследование газовых месторождений н подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., Недра, 1972. 11. Беняхья А., Давыдов О. И. Определение времени вторжения воды с использованием статистических методов. — В кн.: Вопросы нефтяной техниче- ской кибернетики. Изд-во Азинефтехим, 1976, с. 96—97. 12. Блдк А. М., Симоненко В. Ф., Пантелеев В. М. Об экспериментальной оценке растворяющей способности связанной воды минеральных систем.— Изв. вузов. Сер. Геология и разведка, 1973, № 4, с. 27—51. 13. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку/Г. В. Рассохин, И. А. Леонтьев, В. И. Пет- ренко и др. М., Недра, 1973. 14. Вопросы газо- и конденсатоотдачи продуктивных пластов/ Ю. К. Иг- натенко, В. Ф. Канашук, И. А. Леонтьев и др. М., ВНИИОЭНГ, 1972. 15. Вытеснение конденсата пластовой водой/В. И. Петренко, Г. В. Рас- сохин, Н. А. Кравцов и др. — Газовая промышленность, 1974, № 2, с. 38—41. 16. Газовые и газоконденсатные месторождения (справочник)/В. Г. Ва- сильев, И, П. Жабрев, М. С. Львов и др. М„ Недра, 1975. 17. Газоотдача при разработке газовых и газоконденсатных месторожде- ний/Г. В. Рассохин, П. Т. Шмыгля, Ю. В. Коноплев и др. М., ВНИИОЭНГ, 1966. 38 с. 18. Геологическое строение и литологические особенности продуктивной толщи Оренбургского месторождения/Н. Д. Кованько, Н. Г. Куликова, В. Е. Орел и др. — Газовая промышленность, 1973, № 2, с. 1—6. 19. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторож- дения и перспективы дальнейших геологоразведочных работ в пределах Яик- ского свода/И. А. Шпильман, С. П. Максимов, А. А. Воробьев и др. — Геоло- гия нефти и газа, 1972, Хе 7, с. 1—9. 20. Григорьев В. С., Дубовик В. А. Новые сведения о запасах газа Ше- белинского месторождения. Труды ВНИИЭГазпрома. М., вып. X, 1974, с. 148—153. 266
21. Гришин Ф. А. Методика определения газоотдачи. Обзор «Итоги пауки и техники 1968. Разработка нефтяных и газовых месторождении», М., ВИНИТИ, 1969, с. 162—212. 22. Гуревич Г. Р., Зотов Г. А., Мамовов И. Н. Оценка количества жидких углеводородов, поступающих на забой газоконденсатной скважины.— Разра- ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1974, вып. 6, с. 3—11. 23. Дюкалова Е. В., Дюкалов С. В. Результаты гидрохимического контро- ля за разработкой Медвежьего газового месторождения.— Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1977, вып. 7, с. 7—11. 24. Дахнов В. И. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщеиия горных пород. М., Недра, 1975. 25. Егоян В. Л., Ермаков В. А., Кийко К- И. Об открытии морского верх- него триаса в Ейско-Береэанском районе юго-западного Предкавказья. — ДАН СССР, 1961, т. 138, № 6, с. 1417—1420. 26. Жувагин И. Г., Комаров С. Г., Черный В. Б. Скважинный термокон- дуктнвный дебнтомер СТД. М., Недра, 1971. 27. Закиров С. И., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых ме- сторождений. М.» Недра, 1974. 28. Закс С. Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов. — Изв. АН СССР, 1947, № 7, с. 56—74. 29. Ивахненко А. Г., Зайченко /О. П., Дмитриев В. Д. Принятие решений на основе самоорганизации. М., Советское радио, 1976. 30. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат- ных скважин. М., Недра, 1971. 31. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. М_, Недра, 1975. 32. Исаченко В. П. Теплопередача. М.» Энергия, 1969. 33. Исследование особенностей проявления водонапорного режима при разработке газовых месторождений/Ф. А. Требин, С. Н. Закиров, Р. М. Конд- рат и др. М.. ВНИИЭГазпром, 1970. 34. Канашук В. Ф., Чернова В. В., Шелковникова Л. А. Особенности об- воднения залежи II пласта нижнего мела Мирненского месторождения. — Раз- работка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1976, № 11, с. 21—25. 35. Карплюс У. Моделирующие устройства для решения задач теории поля. М., ИЛ, 1962. 488 с. 36. Карпов А. К., Журов Ю. А. Содержание и характер распределения кислых компонентов в газах Оренбургского месторождения.— Газовая про- мышленность, 1972, № 10. с. 4—7. 37. Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа. М., Недра, 1969. 38. Козлов А. Л. Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений. М., Гостоптехиздат, 1959. 39. Колодий В. В., Сиван Г. П. Сравнительная характеристика поровых растворов и пластовых вод третичных отложений Крымской нефтегазоносной области. — Нефтяная и газовая промышленность, 1974, № 4, с. 11 —15. 40. Кондрат Р. М , Матвеев И. М. Влияние условий заводнения газовых залежей на коэффициенты газоотдачи и остаточной газонасыщенности,— Разра- ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1973, № 11, с. .3-8. 41. Коноплев Ю. В., Киценко Ю. А. Возможности импульсных радиоак- тивных методов при выделении зон обводнения па газовых и газоконденсат- ных месторождениях.— Газовая промышленность. 1966, № 6. с. 5—9. 42. Кот А. А. Водный режим паровых котлов. М., Госэнергоиздат, 1960. 43. Коррозия металлов. Пер. с англ. ГНМИ, 1952. 44. Котов В. С., Матвиенко В. Н. Водонапорная система газоконденсат- пых месторождений мезозоя западного Предкавказья. — Труды КФ ВНИИ. 1962, вып. 10, с. 213—220. 2Ь7
45. Корценштейн В. Н Гидрогеология мезозойской водонапорной систе- мы Предкавказья. — Труды ВНИИГаза. 1964, вып. 22/30, с. 9—203. 46. Корценштейн В. Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и га- зоконденсатных месторождений СССР. М., Недра, 1977. 47. Корценштейн В. Н. Водонапорная система Оренбургского газоконден- сатного месторождения.— Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1977, № 2, с. 53—67. 48. Кузьмина О. А., Омесь С. П., Пантелеев Г. Ф. Некоторые особенности •строения и продуктивности Вуктыльского месторождения по геофизическим данным, полученным в процессе опытно-промышленной эксплуатации. — Гео- логия и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1973, Ns 1, с. 26—30. 49. Латимер Е. Окислительное состояние элементов и их потенциалов в водных растворах. Пер. с англ. ИЛ, 1954. 50. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М., Гостехиздат, 1947. 51. Леонтьев И. А., Рассохин Г. В., Петренко В. И. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме. М., ВНИИОЭНГ, 1967. 52. Леонтьев И. А., Петренко В. И., Рассохин Г. В. Об эффекте вымыва- ния конденсата пластовой водой при разработке газоконденсатных месторож- дений.— Газовое дело, 1968, № 3, с. 3—5. 53. Лыков А. В. Теория теплопроводности. М., Высшая школа, 1967. 54. Мамовов И. Н. Экспериментальное исследование процесса вытеснения двухфазной газоконденсатной смеси водой. — Дисс. на соиск. уч. степ. канд. технич. наук. М„ МИНХ и ГП, 1975. 55. Матвиенко В. Н. Тепловой режим газоконденсатных месторождений Краснодарского края. — В кн. Материалы конференции-семинара по термиче- ским методам увеличения нефтеотдачи и геотермологии нефтяных месторож- дений. М., ВНИИОЭНГ, 1967, с. 166—171. 56. Минский Е. М. О турбулентной фильтрации в пористых средах.— ДАН СССР, 1951, т. 78, № 3. с. 99—115. 57. Минский Е. М., Бурштейн М. Л. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно несколько газоносных пластов.— Труды ВНИИ, 1956, вып. VIII, с. 115—139. 58. М;ирзаджанзаде А. X., Степанова С. С. Математическая теория экспе- римента в добыче нефти и газа. М_, Недра, 1977. 59. Наказная Л. Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых кол- лекторах. М., Недра, 1972. 60. Неницеску К. Д. Органическая химия. Т. I. М., ИЛ, 1963. 61. Неоднородное строение продуктивной толщи верхнего мела газовых месторождений севера Тюменской области/В. И. Ермаков, С. А. Кислов, А. Н. Кирсанов и др. — Геология и разведка газовых и газоконденсатных ме- сторождений. 1975, № 11, с. 18—36. 62. Нефтегазоносные провинции СССР/Г. X. Дикенштейн, И. М. Алиев, Г. А. Архевский и др. М., Недра, 1977. 63. Николаев Н. С., Козлов Э. С., Полгородник Н. П. Аналоговая мате- матическая машина УСМ-1. М., Машгиз, 1962. 64. Об оценке запасов газа и конденсата Вуктыльского месторождения с учетом данных разработки/Г. И. Кириенко, Г. Р. Рейтембах, Н. А. Рулев и др.— Труды ВНИИГаза. 1973, вып. XII, с. 52—58. 65. Овнатанов Г. Т. Вскрытие и обработка пласта. М., Недра, 1964. 66. О возможном влиянии начального градиента на разработку пластовых газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме/ А. X. Мнрзаджанзаде, В. М. Ентов, Ю. В. Желтов и др.—Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1970, № 1, с. 39—45. 67. Оленин В. Б., Соколов Б. Л. Новый механизм образования нефти и га- за. — Природа, 1975, № 9, с. 42—49. 68. Омесь С. П., Деткова Н. В. Определение коэффициента газонасыщен- ности пластов по результатам импульсного нейтрон-нейтронного каротажа.— 268
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1968, К? Ь. с. 13--22. 69. Омесь С П., Чуйков Л. Ф. Выделение газоносных пластов и зон об- воднения цо измерениям двумя зондами НГК в условиях газоконденсатных мссюроячденнй Краснодарского края.— Разведочная геофизика, 1968, № 27, с. 72- 85. 70. Омесь С. П., Чуйков А. Ф. Герметизация газовых скважин при про- ведении в них промыслово-геофизических исследований.— Разработка и экс- плуатация газовых и [ азокондепсатных месторождений, 1972, № 6, с. 9—15. 71. Омесь С. П.. //ннтелеев Г. Ф. Промыслово-геологические задачи, ре- шаемые геофизическими методами при добыче и хранении газа. — Геология и разведка ивовых и газоконденсатных месторождений, 1975, № 12, с. 10—18. 72. Оппенгеймер К. Предотвращение коррозии, вызываемой бактериями. М., ГОСИНТИ, 1959. 73. Опыт проектирования и ускоренного ввода в разработку Вуктыльско- го газоконденсатного месторождевия/Г. В. Рассохин, Г. Р. Рейтеибах, Н. А. Рулев.— Газовая промышленность, 1976, № 10, с. 30—33. 74. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1971. 75. Опыт разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения/ В. А. Швец. И. И. Игнатьев, Ю. В. Байда и др. М.» ВНИИЭГазпром, 1977. 76. О разработке нефтегазоконденсатных залежей нижнемеловых отложе- ний месторождения Русский Хутор/В. И. Буряк, Ю. Г. Лещенко, Г. В. Рассо- хин и др. — Газовое дело, 1971, № 4, с. 13—17. 77, Особенности гидрогеологии Азово-Кубанского нефтеносного бассей- на/В. Г. Ермолаев, В. С. Котов, В. И. Матвиенко и др.— В кн.: Проблемы нефтегазоносности Краснодарского края. М., Недра, 1973. 78. Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений при во- донапорном режиме/В. И. Петренко, Г. И. Пикало, Г. В. Рассохин и др. М., иИИПТЭНефтегаз, 1965. 80 с. 79. Особенности разработки газовых месторождений севера Тюменской области/О. Ф. Андреев, С. И. Бузинов, И. А. Букреева и др. М., ВНИИЭГаз- пром. 1975. 80. Островская Т. Д., Галеева К. Г., Мискевич В. Г. Некоторые законо- мерности изменения газоконденсатных систем севера Западной Сибири. М., ВНИИЭГазпром. 1976. 81. Оценка влияния трещиноватости карбонатной толщи на характер об- воднения массивной газовой залежи Коробковского месторождения/Б. В. Па- ласов. Ф. И. Шейкип, В. А. Хохлова и др. М., ВНИИЭГазпром, 1976. 82. Панахи П. А., Мирзоев М. И. О роли разрывных нарушений в зональ- ности вод I горизонтов ПТ месторождения Кюровдаг. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1966, № 6, с. 12—14. 83. Перспективы нефтегазоносности Предкавказья в свете закономерно- стей распространения скоплений нефти и газа в предгорных нефтегазоносных бассейнах/И. О. Брод. К. А. Белов, М. С. Бурштар и др. — Труды ВНИГНИ, 1960, вып. XXXII, с. 76—99. 84. Петренко В. И. Факторы, приводящие к снижению скорости продви- жения пластовых вод в газоконденсатные залежи. М., ВНИИЭГазпром, 1974. 85. Петренко В. И. Вымыв остаточной воды из газоконденсатного пласта контурной водой и газовым потоком.--Газовая промышленность, 1975, № 7, с. 21—23. 86. Петренко В. И., Циова Л. А. Скорости подъема контакта и перемеще- ния контура газоносности на Ленинградском газоконденсатном месторожде- нии-— Газовая промышленность, 1975, № 9, с. 39—41. 87. Петренко В. И , Рассохин Г. В., Леонтьев И. А. Контроль за обвод- нением газоконденсатных скважин с помощью наблюдений за минерализацией пластовых вод.— Газовое дело, 1966, № 3. с. 10 — 16. 88. Петренко В. И., Дементьева О. Ф., Чугунов В. Н. О возможном пере- носе глинистых частиц в пласте контурными водами. — Разработка и эксплуа- тация газовых и газоконденсатных месторождений, 1975, № 3, с. 19—23. 269
89. Петрушевский Е. И., Асланов Ш. С., Пейсахов С. И. Испарение свя- занной воды при изотермической фильтрации газа в бесконечном пласте.—• Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1967, № 6, с, 57—66. 90. Поздняя стадия разработки газовых месторождений Коми АССР/ Г. В. Рассохин, Г. Р. Рейтенбах, Н. А. Рулев и др. М., ВНИИЭГазпром, 1976. 91. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра, 1971. 92. Разработка газоконденсатных месторождений/А. X. Мирзаджанзаде, А. Г. Дурмишьян, А. Г. Ковалев и др. М., Недра, 1967. 93. Рассохин Г. В. Изменение темпов внедрения контурных вод в процес- се разработки газовых и газоконденсатных месторождений.— Газовое дело, 1971, № 11, с. 3—6. 94. Рассохин Г. В. Особенности разработки водоплавающих газовых за- лежей. — Газовое дело, 1972, № 12, с. 13—16. 95. Рассохин Г. В. Завершающая стадия разработки и эксплуатации га- зовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1977. 96. Рассохин Г. В., Леонтьев И. А., Царев В. А. Регулирование продви- жения контурных вод при разработке газоконденсатных месторождений Крас- нодарского края.— В кн.: Разработка газовых и газоконденсатных место- рождений при упруговодонапорном режиме. М., ВНИИЭГазпром, 1968, с. 32—39. 97. Рассохин Г. В., Сливков В. И., Уляшев В. Е. Экспериментальные ис- следования величин предельного градиента давления для коллекторов место- рождений Комн АССР.— Разработка и эксплуатация газовых и газоконден- сатных месторождений, 1975, № 10, с. 18—23. 98. Ратушняк Н. С. О межпластовых перетоках газа на Майкопском газо- конденсатном месторождении. — Газовое дело, 1968, № 4, с. 3—7. 99. Ратушняк Н. С. Особенности эксплуатации газоконденсатных место- рождений на конечной стадии разработки.—Разработка и эксплуатация газо- вых и газоконденсатных месторождений, 1974, № 7, с. 6—13. 100. Рачинский М. 3., Джавадов А. А., Фридман Д. И. Подземные воды олигоцен-миоценовых отложений Умбакинского нефтегазового месторожде- ния.— Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1973, № 12, с. 8—11. 101. Рейтенбах Г. Р. Об уравнении материального баланса для газокон- денсатных залежей. — Газовое дело, 1972, № 12, с. 6—10. Регулирование продвижения контурных вод при разработке многопластовых газоконденсатных месторождений Краснодарского края/ П. Т. Шмыгля, Г. В. Рассохин, В. А. Царев и др. 1971, вып. 1, с. 5—10. 103. Римша Л. А., Шевченко Г. В. К вопросу о стратиграфическом поло- жении домеловых толщ в Западном Предкавказье. — Изв. АН СССР. Сер. Геология, 1975, № 8, с. 125—130. 104. Садых-Заде Э С., Исмаилов Д. X., Каракашов В. К. Влияние спосо- бов конденсации на падение пластового давления. — Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1965, № 5, с. 43—46. 105. Сборник научных программ на Фортране. М., Статистика, 1974. 106. Смирнов Н. В., Дунин-Барковский И. В. Краткий курс математиче- ской статистики для технических приложений. М., Физматгиз, 1959. 107. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений (пер. с англ.). Т. 2. М., Недра, 1965. 108. Стрижов И. Н., Ходанович И. Е. Добыча газа. М. — Л., Гостоптех- издат, 1946. 109. Сунцов Af. А. О фильтрации воды в структурных глинистых поро- дах.— В кн.: Гидрогеохимические материалы. Изд-во АН СССР, 1963, с. 62-75. 110. Сухарев Г. М, Власова С. П., Тарануха Ю. К. Геотермические мате- риалы по докембрийско-палеозойским и мезо-кайнозойским отложениям Большого Кавказа и Предкавказья. — В кн.: Материалы конференции-семи- нара по термическим методам увеличения нефтеотдачи и геотермологин неф- тяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1967, с. 127—131. 270
111. Темин Л. С. Вопросы форм л [к in;i и и и i.iigih.i\ ме< горож.шннЙ Сгли- рОПОЛЬЯ В СВЯЗИ С МС J ОД II К< )Й ц\ IHiJHKOll И ]'. union, l.'iuioil p.l IIIC'lhH. I руды ВНИГНИ. 1960, вып. ХХХ11, с. 152 175. 112. Тепловые методы воздейс|впя п.-i h.j,icii.i для повышения лгфгс<лдл- чп. М„ ВНИИОЭНГ, 1974. 113. Тепловые методы добычи нефти. Материалы сессии научною совсча по проблемам разработки нефтяных месторождений ЛИ СССР. М., Нау- ка, 1975. 114. Тренин Ф. А., Макогон Ю. Ф., Басниев К. С. Добыча природного га- за. М... I 1едра, 1976. 115. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пла- стов/М. Ф. Мирчник, Л. X. Мярзаджанзаде я др. М., Недра, 1975. 116. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважпн/Ю. С. Шпмслевлч, С. А. Кантор, А. С. Школьников и др. М., Нед- ра, 1976. 117. Фиш М. М., Леонтьев И. А., Храменков Е. Н. Оценка коэффициентов гаэоотдачи в период падающей добычи. — Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М„ ВНИИЭГазпром, 1974, 37 с. 118. Ханин А. А, Корчагин О. Ф. Определение остаточной воды методом центрифугирования. — Нефтепромысловое дело, 1962, № 1, с. 29—32. 119. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гос- топтечиздат, 1963. 120. Хрусталев Л. ТЕ Численный метод решения задачи промерзания — протаивания !рунта, — Изв. Сиб. отд. АН СССР. Сер. техняч. наук, 1966, № 6, вып. 2. с. 148—154. 121. Цатурянц А. Б. О растворимости воды в природном газе. — Газовое дело, 1967, № 6, с. 6—10. 122. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965. 123. Шейнман А. Б., Малофеев Г. Е., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М., Недра, 1969. 124. Шмыгля П Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторожде- ний. М., Недра, 1967. 125. Шмыгля П. Т., Рассохин Г. В. О режимах разработки газовых зале- жей. — Газовое дело, 1967, № 8, с. 6—9. 126. Menaul Р. L. Corrosion. 1946rOct., № 2, р. 195. 127. Rodgers G. К-, Harrison N. H., Regicr S. Comparison between the Predicted and Actual Production History of a Condensate Reservoir. — Petr. Iran.-act, AIME, 1958, vol. 213, pp. 127—131. 128. Reed M. G. Stabilization of .formation Clays with Hydroxy-Aluminum solutions. — Petr. Iransacl. AIME, 1967, vol. 15 pp. 96—173. 129. Chierici G. L., Ciucci G. M., Schlocehi G., Jerri L. Abnormally High- Pressured Gas Reservoirs Subject to an «.Internal water Drive» a Numerical Model Study. «Collog. int techn. explor. et exploit hidrocarb., Paris 1975», Paris, 1975, pp. 191—201. 130. Jhomas Rex D., Ward Don C. Effect of Overburden Pressure and Water saturation on Gas Permeability of light Sandstone Cores. «1.Р.Т.», 1972, vol. 24, Febr., pp. 120—124.
ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие................................................................. Глава I. Основные особенности эксплуатации и контроля за разработкой газо- вых и газоконденсатных месторождений............................... ... б Особенности геологического строения месторождений различного типа............................................................ 1 Характерные особенности разработки и эксплуатации месторогкдепий 34 Практика контроля за разработкой месторождений и основные на- правления ее совершенствования.................................. 38 Глава II. Контроль за динамикой пластовых давлений 43 Оценка средних пластовых давлений для залежей с интенсивным внедрением вод.................................................. 44 Контроль за динамикой пластовых давлений в залежах с большим этажом газоносности............................................. 49 Влияние фазовых превращений пластовых газоконденсатных систем на динамику пластовых давлений ............................... 51 Особенности контроля за динамикой пластовых давлений в залежах с трещиновато-пористым коллектором.............................. 53 Оценка динамики давлений в законтурных зонах и интерпретация полученных результатов ......................................... 58 Глава 111. Контроль за формированием режимов разработки газовых и газо- конденсатных месторождений..................................... Режимы и основные факторы, определяющие их формирование . . . Контроль за формированием режимов разработки по геолого-про- мысловым данным ............................................... Контроль за режимами разработки прн помощи математических мо- делей и информационно-статистических методов................... 84 Глава IV. Контроль за обводнением продуктивных горизонтов.................... 91 Гидрохимический контроль за обводнением газовых залежей .... 91 Контроль за перемещением газоконденсатной оторочки с целью прогнозирования обводнения.......................................144 Динамика темпов внедрения вод в разрабатываемые залежи .... 147 Контроль за темпами внедрения контурных вод по изменению тепло- вого режима законтурных зон залежей и удельных отборов газа 160 Глава V. Контроль за газоконденсатной характеристикой месторождений и динамикой составов извлекаемых углеводородов................................ 17— Контроль за газоконденсатной характеристикой .................. 172 Контроль за динамикой составов газа и конденсата................177 Глава VI. Контроль за формированием конечной газо- и конденсатоотдачи . . 182 Краткий обзор статистических данных о реальной газо- и конденса- тоотдаче........................................................182 Основные геолого-технологические факторы формирования конечной газоотдачи .....................................................186 Влияние нелинейных эффектов на формирование газоотдачи .... 190 Информационно-статистические методы прогнозирования конечного коэффициента газоотдачи.....................................196 Рекомендации по контролю за формированием конечных газо- и кон- денсатоотдачи ..................................................211 Глава VII. Геофизические методы контроля за разработкой газовых и газокон- денсатных месторождений .....................................................215 £ Q Методы промысловой геофизики, применяемые при контроле за раз- работкой газовых месторождений................................221 Изучение и уточнение геологического строения месторождения . . . 225 Контроль за газо- и водонасыщенностью разреза, динамикой запа- сов и продвижением вод........................................22? Изучение продуктивности разреза.............................'241 Список литературы ...................................................... 266