Газовые месторождения и физические основы добычи газа
2. Газовые месторождения и физические основы добычи газа
2.1. Залежи природного газа и их классификация [3]
2.1.1. Залежи природного газа
Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.
Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться. Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсато-нефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов.
Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи.
Основной формой пластовой залежи является сводовая (рис. 2.1), высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом.
Рекомендуемые материалы
Кровлей газоносного пласта называют верхнюю границу газоносного пласта с вышележащими непроницаемыми породами. Нижнюю границу газоносного пласта с нижележащими непроницаемыми породами называют подошвой газоносного пласта. Наикратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его мощностью. Если газовая залежь по всей площади подстилается водой, газонасыщенная мощность пласта определяется как расстояние от кровли до поверхности контакта газа с водой. Пластовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая залежь по газонасыщенной мощности меньше мощности самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.
Наряду с общей выделяют эффективную мощность, которая определяется путем исключения мощности непродуктивных, например глинистых, пропластков из общей мощности. Выделение эффективной мощности осуществляется обычно по данным анализа каротажного материала и кернов. В последние годы для выделения эффективных мощностей и эксплуатирующихся интервалов пласта в скважине успешно используются дебитометрия, термометрия и шумометрия.
Основными параметрами газовой залежи являются: а) отметка контакта газ- вода (ГВК), т. е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ — вода;
б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до ГВК;
в) внутренний контур газоносности, который представляет собой линию пересечения ГВК с подошвой газоносного пласта;
г) внешний контур газоносности, представляющий собой линию пересечения ГВК с кровлей продуктивного пласта.
В последние годы на практике широко применяют новые методы разведки газовых и газоконденсатных месторождений, сущность которых состоит в том, что с помощью первых разведочных скважин устанавливаются лишь основные параметры залежей, необходимые для составления проекта опытно-промышленной их эксплуатации. Если установлено, что залежь относится к газовой, то остальные параметры выясняются и уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения с подачей газа потребителям. В результате этого не только значительно уменьшается число разведочных скважин, но и более правильно намечаются пути доразведки залежи. На разработку залежи существенно влияет положение газоводяного контакта, который определяется по данным каротажа или опробования скважин.
2.1.2. Классификация месторождений
2.1.2.1. Месторождений по составу углеводородов
а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность D » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);
б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, D » 1.1);
в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, D » 0.7-0.9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.
2.1.2.2. Газоконденсатных месторождений по фазовым состоянию
а) однофазные насыщенные - пластовое давление рпл равно давлению начала конденсации рк ; б) однофазные ненасыщенные - рпл > рк ; в) двухфазные - рк >рпл ;
г) перегретые - пластовая температура Тпл больше крикондентермы Тmax.
2.1.2.3. Газоконденсатных месторождений по содержанию конденсата
Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С5+ в 1м3 пластового газа подразделяются на следующие группы:
I - незначительное содержание до 10 см3/ м3;
II- малое содержание от 10 до 150 см3/ м3;
III- cреднее содержание от 150 до 300 см3/ м3;
IV- высокое содержание от 300 до 600 см3/ м3;
V - очень высокое содержание свыше 600 см3/ м3.
2.1.2.4. Газовых и газоконденсатных месторождений по содержанию нефти
а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;
б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.
2.1.2.5. Месторождений по величине начального пластового давления
а) низкого давления- до 6 МПа; б) среднего давления - от 6 до 10МПа;
в) высокого давления - от 10 до 30МПа; г) сверхвысокого давления - свыше 30МПа.
2.1.2.6. Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)
а) низкодебитные - до 25 тыс. м3/сутки; б)малодебитные - 25-100 тыс. м3/сутки;
в) среднедебитные - 100-500 тыс. м3/сутки; г) высокодебитные - 500-1000 тыс. м3/сутки; д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м3/сутки.
2.1.3. Методы определения типа залежи по составу и фазовому состоянию
2.1.3.1. Методы разделения залежей по составу[7]
Определение типа залежи по газоконденсатному фактору. Газоконденсатный фактор Кг - количество газа в кубических метрах, приходящихся на 1м3, получаемой жидкой продукции - конденсата.
К газоконденсатным относят залежи из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740-780 кг/м3 с Кг= 900-1100м3/м3. Нефтяная залежь - Кг < 630-650 м3/м3.
Определение типа залежи по Коротаеву:
а)газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1;
б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;
в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.
2.1.3.2. Определение типа залежи по фазовому состоянию пластовой смеси[4,5]
|
|
Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.2.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой. На диаграмме (рис.2.2) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b” - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К. Критическая точка – максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы – критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия: обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.
Фазовая диаграмма (рис. 2.2.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.
Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.
Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.
Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.
Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.
Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.
2.2. Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах
2.2.1.Определение пластовых давлений [7]
Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород.
Ргор=0.1gпL, (2.1)
где Ргор - горное давление в кгс/см2; gп - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3 или тс/м3 ; L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается gп=2,5 гс/см3.
Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.
На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды gв [кг м/ с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия a, изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2
рпл=a gв L/106 [МПа]. (2.2)
Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.
2.2.2. Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины[1,2,7,8]
2.2.2.1. Барометрическая формула
Исходные уравнения:
Уравнение статического равновесия dp=g. r. . dL
Уравнение состояния r =p/z . R . T
Формула барометрического нивелирования ( Лапласа-Бабинэ). Получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния
рпл=рз=ру. e s, (2.3)
где
s=0.03415.`r . L / (Тср.zср) ; (2.4)
рз, ру - забойное и устьевое давления, МПа; zср - коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Тср и р ср, `r - относительная плотность газа.
Алгоритм расчета пластового давления. Вычисление рпл осуществляется методом последовательных приближений по следующему алгоритму:
1)определяем критические параметры ркр, Ткр;
2) находим среднюю температуру газа в стволе скважины по формуле
Тср= (Тз - Ту) / lnТз /Ту ,
где Тз , Ту - температуры на забое и устье скважины,
и среднее давление р ср=( рз+ ру)/2;
3)определяем приведённые значения средних давления рпр и температуры Тпр;
4)находим zср (в случае необходимости используя также фактор ацентричности w );
5)находим рз и новое значение р ср;
6)повторяем вычисления по пунктам (3) и (4);
7)сравниваем изменение z ср по заданной относительной погрешности
( для определённости возьмём e=3%);
8) если последнее условие выполнено, то расчет заканчивается, в противном случае находим новое значение р ср и повторяем итерационный процесс с пункта 6.
Значение рпл , определённое при zср последнего шага итерации, и будет считаться истинным. При этом определение рпл осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.
2.2.2.2. Пластовое давление в газоконденсатных скважинах
Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 – 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.
2.2.3. Определение забойного давления в работающей скважине[1,2,5,7,8]
2.2.3.1. Газовая скважина
Причины невозможности использования формулы барометрического нивелирования:
1)скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно;
2)скважина не имеет фонтанных труб;
3)скважина оборудована пакером.
Исходное уравнение количества движения
dp/dL+ r .g.(dz/dL)+2. l. r.w2/DT=0 .
Здесь L - длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cosa;); w - скорость газа в м/с; g - ускорение силы тяжести в м/с2; l -коэффициент гидравлического трения; r - плотность газа в кг/м3 ; DT - диаметр трубы в м.
Общий вид формулы
(2.5)
где s=0.03415.`r . L / (Тср.zср) ;
. (2.6)
Алгоритм расчета. Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент zcp, для определения которого необходимо знать рз. Чтобы оценить zcp, значение рср можно вычислить по формуле
В первом приближении рср=ру. Вычисленное значение р’з подставляется в формулу определения забойного давления. Приближения выполняются до тех пор, пока относительная погрешность вычисления z соседних итераций не окажется меньше заданной величины e .
Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах l зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости d
Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса - параметр,определяющий отношение инерционных сил к вязкостным 
где К - температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры ( равен 1777 при Т=293 К), кг.с2/м4; Q - дебит газа, тыс. м3/сут.; lk - абсолютная шероховатость, мм; D - внутренний диаметр труб, см; `r - относительная плотность по воздуху.
Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re < 2300), то l не зависит от шероховатости и его определяют по формуле l =64/Re.
Выражение для сопротивления в случае турбулентного течения. При турбулентном режиме течения l зависит от Re и d и его определяют по формуле
При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Qmin ) наступает турбулентная автомодельность и тогда l не зависит Re
В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения l колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.
Выражение для эквивалентного диаметра при течении в межтрубном пространстве - 
.
Выражение для эквивалентного диаметра в случае одновременного течения по НКТ и в межтрубном пространстве - 
В последних формулах: dвн, dн - внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
2.2.3.2. Неизотермическое течение газа по стволу скважины [5]
Зависимость для забойного давления
(2.7)
где 
Тз, Ту – соответственно забойная и устьевая температура, К; L - глубина скважины, м.
2.2.3.3. Определение забойного давления при движении газа по двухступенчатой колонне фонтанных труб
В каких случаях необходим учет двухступенчатости. Двухступенчатая колонна и если башмак фонтанных труб расположен значительно выше забоя (или интервала перфорации), то движение газа можно рассматривать как движение по двухступенчатой колонне, нижней секции которой является эксплуатационная колонна.
Формула
(2.8)
где s1=0.03415`r L1/(z1cpT1cp), s2=0.03415`r L2/(z2cpT2cp),
D1, D2 - внутренние диаметры верхней и нижней секций труб, в см; L1 ,L2 - соответственно длина этих секций в м.
Случай значительного превышения диаметром эксплуатационной колонны диаметра фонтанных труб. Если диаметр эксплуатационной колонны значительно превышает диаметр фонтанных труб, то потерями при движении газа на нижнем участке можно пренебречь. В этом случае К2<< K1 и поэтому забойное давление можно рассчитать по формуле
(2.9)
где 2s@2(s1+s2)=0.0683`r ( L1+L2 )/ (zcpTcp)=0.0683`rL/ (zcpTcp).
2.2.3.4. Определение забойного давления в газоводяных и газоконденсатных скважинах [5]
Структуры течения газожидкостных смесей и их характеристика. Газожидкостные течения по своей структуре разделяются на: пузырьковые, пробковые (снарядные) , вспенённые и кольцевые (плёночные).
Пузырьковая структура характеризуется течением пузырьков газа, имеющих средний диаметр, значительно меньший диаметра ствола скважины в потоке жидкости. Эта структура наблюдается при малых объёмах газосодержания.
По мере увеличения содержания газа, когда газовые пузыри занимают почти всё сечение ствола, образуется пробковая структура с сильно деформируемыми газовыми пузырями и жидкостными перемычками.
При вспененной структуре возрастают пульсации давления, жидкость по стенке ствола при восходящем потоке может частично двигаться вниз (против течения газа), в результате чего возникает явление ”опрокидования” потока жидкости. Движение жидкости вниз способствует появлению больших жидкостных скоплений, насыщенных газовыми пузырями, которые с большой скоростью увлекаются потоком газа.
Дальнейшее повышение скорости и газосодержания приводит к кольцевой структуре течения, которая характеризуется движением жидкости в виде волнистой плёнки по стенке ствола.
По мере повышения скорости газа происходит срыв капель жидкости с поверхности плёнки и вовлечение капель в ядро потока. Этот вид течения является разновидностью кольцевого и называется дисперсно-кольцевым.
Определение давления в газожидкостных скважинах по неподвижному столбу газа. Для определения забойного давления в газожидкостных скважинах по неподвижному столбу газа, т.е. по барометрической формуле, достаточно учесть истинную плотность и температуру газа на забое и на устье скважины.
Определение давления в работающей скважине и отличие от гомогенного течения. Расчёт забойного давления в работающей скважине, если в её продукции содержится жидкость, связан со структурой течения. Необходимые расчётные соотношения получаются из законов сохранения двухфазного потока при пренебрежении: изменением количества движения в уравнении сохранения количества движения, кинетической и потенциальной энергиями, работой силы трения в уравнении сохранения энергии.
(2.10)
где 
rГ, rЖ, rВ -соответственно плотности газа, жидкости и воздуха при стандартных условиях, кг/м3; rГР -плотность газа при рабочих условиях, кг/м3; QГР -дебит газа при рабочих условиях, тыс. м3/сут; GГ, GЖ - массовые расходы газа и жидкости, т/сут; QСМ QГ, QЖ - объёмные расходы газожидкостной смеси, газа и жидкости при атмосферном давлении и стандартной температуре, тыс. м3/сут; j - определяется экспериментально, как отношение истинного объёма газа в скважине к объёму ствола 
, VГ - истинный объём газа в скважине, м3; D -диаметр ствола, м; L -длина ствола, м.
Определение забойного давления при значительном перепаде температуры. Если при работе скважины, в продукции которой содержится жидкость, наблюдается значительный перепад температуры по стволу, то забойное давление определяется по формуле
(2.11)
где a=(ТЗ - ТУ )/L; S1 =0.03415`r r/( a zCP).
Практическое использование газосодержания. На практике определение истинного объёмного газосодержания j затруднительно, поэтому при выводе формулы было сделано допущение о равенстве j и расходного газосодержания b . Так как всегда j меньше b, то при использовании данного допущения формула даёт заниженные значения забойного давления. Причём, чем больше разница между количествами жидкости в скважине и выносимой потоком газа на поверхность, тем больше погрешность.
Методика расчета. Коэффициент гидравлического трения l необходимо определять по результатам исследования скважин на различных режимах.
Все величины (zср, rгр,Qгр и др ), зависящие от рср , рассчитываются методом последовательных приближений с проверкой сходимости zср.
Потери давления в скважинном оборудовании. При определении забойного давления в работающих скважинах (высокодебитных с небольшой депрессией на пласт), оборудованных пакером, клапаном отсекателем и др., необходимо учесть потери, вызванные этим оборудованием. Данные потери определяются, как потери давления при прохождении газа через отрезок трубы или диафрагму.
2.3. Распределение температуры в месторождениях и газовых скважинах [5]. Образование гидратов в скважинах [7]
Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.
2.3.1. Изменение температуры по глубине горных пород и в простаивающей скважине [1,5,7]
Характерные температурные слои, их толщина и изменение температуры по этим слоям (исключая районы вечной мерзлоты):
1. Суточный слой - толщина hC (1- 2м); постоянная суточная температура.
2. Нейтральный слой - толщиной hH =19.1.hC; температура на глубине нейтрального слоя примерно 1-2о выше среднегодовой температуры воздуха данного региона.
3. Слой линейного изменения температуры - Тх= Тн + Г ( х - lн ),
где Тн -температура на глубине нейтрального слоя, К; lн - глубина нейтрального слоя, м; Г - геотермический градиент, К/м (изменяется в пределах 0.015 - 0.09).
Многолетняя мерзлота. Многолетняя мерзлота по вертикали подразделяется на несколько слоев:
1. Слой сезонного оттаивания и промерзания, мощность его доходит до 5м и характеризуется изменением температур от плюсовых (среднелетних) дж наиболее низких минусовых (среднезимних) температур. Данный слой из-за изменения фазового состояния отличается сезонными пучениями и осадками грунтов.
2. Слой годовых колебаний температур мощностью hн до 30м. Характерной особенностью этого слоя является максимальная (по сравнению с нижележащими породами) льдистость, постоянные отрицательные температуры в нижней части (минус 4-5оС) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части (от 0 оС до среднезимних).
3. Вечная мерзлота – по мощности составляет наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты. Температура пород данного слоя отрицательна, не зависит от сезонных колебаний температур на поверхности и повышается от кровли к подошве (обычно от минус 4-5 оС в верхней части до отрицательной, среднегодовой дневной поверхности на подошве).
В основании многомерзлой толщи при наличии минерализованных подмерзлотных вод обычно выделяется “морозная зона” с мощностью большей частью превышающей мощность многолетнемерзлой толщи и температурой от 0 оС до минус 2 оС. Горизонты мерзлых пород могут встречаться и непосредственно среди многолетнемерзлой толщи при наличии в ней минерализованной воды.
Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.
2.3.2. Распределение температуры в стволе работающей скважины[5]
2.3.2.1. Изменение температуры без зоны многолетней мерзлоты
В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле
, (2.12)
где L - глубина скважины, м; Di - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; Тх - температура газа на глубине х, К; Тпл – пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; рз и ру – давления на забое и на устье, Мпа; Г – средний геотермический коэффициент на участке от L до х, град/м; А – термический эквивалент работы (А=1/427 ккал/кгм); Ср – теплоемкость газа, ккал/кг*К; DТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К
;
G - весовой расход газа, кгс/ч; t - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; Сп - объёмная теплоёмкость газоносной породы, ккал/м3; Rк , rс -радиусы контура питания и скважины, м; 
, lп - теплопроводность горных пород в интервале от L до х, ккал/м*ч*К); f(t ) - безразмерная функция времени
.
Параметры, определяющие изменение температуры и их характеристика. Для расчета распределения температуры необходимо знать геотермический градиент Г, пластовую температуру рпл, теплоёмкость горных пород СП, теплопроводность горных породlп, теплоёмкость газа СР, коэффициент Джоуля - Томсона Di .
Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0.015 - 0.09град/м ), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле
, где пластовое значение температуры Тпл определяются при непосредственном замере.
Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоёмкость горных пород возрастает и принимается равной 125.6 Дж/К.
Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости lпс от rпк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности lпс на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность по формуле 
, где hi - толщина i-го горизонта.
Теплоёмкость газа СР. Можно определить по графикам в зависимости от давления, температуры и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле 
.
Коэффициент Джоуля -Томсона Din . Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния по формуле
.
Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины t от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.
2.3.2.2. Изменение температуры при наличии зоны вечной мерзлоты
При наличии в разрезе зоны многолетней мерзлоты распределение температуры в стволе определяют по формуле(2.12) в интервале от забоя до начала зоны мерзлоты. Температуру газа у входа в зону мерзлоты определяют по формуле
, (2.12/)
где ТМ0 - температура газа при входе в зону вечной мерзлоты, К; Lм0 - расстояние от середины интервала перфорации до нижней границы зоны многолетней мерзлоты, м; рм0 - давление у входа в зону мерзлоты на глубине Lм0, Мпа. Остальные обозначения прежние.
По известной величине ТМ0 можно определить распределение температуры в интервале зоны вечной мерзлоты
,(2.12//)
где Тх – температура газа на расстоянии х при отсчете от начала зоны вечной мерзлоты снизу вверх, К; 
, Тм -температура мёрзлых пород , соответствует температуре замерзания минерализованных грунтовых вод; hм – толщина слоя многолетней мерзлоты, м; 
;lпм - теплопроводность пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности пород и определяемая по графику; в зоне вечной мерзлоты 
; См - теплоёмкость пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности; b - учитывает скорость теплообмена при наличии отрицательных температур и определяется по формуле 
; Тм’- средняя температура мерзлого грунта, определяется измерением в остановленной скважине, К; Тсг- среднегодовая температура поверхности почвы, К.
Таким образом, распределение температуры в стволе работающей скважины при наличии зоны многолетней мерзлоты рассчитывается в два этапа: !) от забоя до нижней границы зоны вечной мерзлоты; 2) от нижней границы зоны вечной мерзлоты до устья скважины.
Согласно формуле(2.12), при наличии зоны вечной мерзлоты температура газа на устье
, (2.13)
где lM -расстояние от устья скважины до нижней границы зоны вечной мерзлоты, м.
2.3.3. Образование гидратов в скважинах
В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.
Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям..
Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается (рис. 2.3.). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов. Это хорошо видно из рис. 2.4. Давление на устье р, температура газа на устье Т и равновесная температура образования гидратов изменяются в зависимости от дебита скважины. Для рассматриваемых условий режим безгидратной эксплуатации обеспечивается при дебитах от 1 млн. до 7 млн. м3/сут. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный запас температуры, составляет примерно 3млн. м3/сут.
Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.
Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры. В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов. Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля — Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.
Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин (рис. 2.5). Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.
2.4. Определение расположения газоводяного контакта (ГВК) [5]
Физические основы ГВК и способы его определения. Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и наоборот.
Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части—образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие не герметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно.
Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы:
1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК.
2. Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта.
3. Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине,
4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части.
Кроме указанных прямых методов положение ГВК можно найти расчетным путем:
Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае отсутствия скважин, дошедших до водяной части пласта (гидростатический метод).
6. Методом В.П. Савченко при наличии на месторождении двух или более скважин, вскрывших водяную и газовую части пласта, или по данным одной скважины, в которой отдельно испытаны водяная и газовая части (не требует бурения отдельных скважин в зоне ГВК).
2.4.1. Гидростатический метод определения ГВК
Принимая давление на контакте газ—вода равным гидростатическому для газовой и водяной частей залежи, имеем
рк=10--6rвgL , рк=руеS,
где 
.
Приравнивая данные формулы и раскладывая ех в ряд получим выражение для определения глубины положения ГВК
, (2.14)
где
.
2.4.2. Метод Савченко
Горизонтальное ГВК.
Расчет ведётся согласно схеме показанной на рисунке 2.6: для газовой скважины рк=рпл+10-6rгgl1; для водяной скважины рк=рпл-10-6rвgl2 Из данной системы уравнений с учетом соотношения l=l1+l2 получаем
, (2.15)
где рпл.г , рпл.. в - пластовые давления на забое газовой и водяной скважин, МПа; l1 , l - расстояния по вертикали соответственно между забоем газовой скважины и ГВК и между забоями газовой и водяной скважин; rв , rг - плотности воды и газа, г/см3.
Наклонный ГВК. Если ГВК наклонный, то угол его наклона определяется согласно схеме, показанной на рисунке 2.7, по пластовым давлениям рв1 , рв2 в скважинах 1 и 2, приведенных к плоскости I-I, относительно плоскости II-II: рв1 -10-6r в gD l= рв2 -10-6r г g D l,
где D l - разность положений ГВК на участке х.
Отсюда имеем 
. (2.16)
В формулах rв , rг приняты постоянными. При больших значениях расстояния между забоями скважин необходимо учитывать изменение данных плотностей от глубины.
Более точно положение ГВК можно определить, если использовать барометрическую формулу и разложить при этом показательную функцию в ряд. После преобразований получим
(2.17)
Угол наклона ГВК, аналогично указанному подходу, определим следующим образом.
, (2.18)
где 
Найденные значения D l используются для определения угла наклона контакта a=Dl / х.
2.5. Режимы работы газовых залежей и подсчет запасов
2.5.1.Режимы газовых залежей
Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт—газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается но сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например для мелких газовых месторождений водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.
Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса
, (2.19)
где 
- начальное, текущее и добытое количество газа.
Заменяя в последнем уравнении G через объем W и плотность r газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния имеем
, (2.20)
где рн и рт - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; Wн , Wт - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; Wв - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с рн до рт ; Qд — количество газа, добытое из залежи при снижении давления с рн до рт , приведенное к стандартным условиям; zн , zт , zст — коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (zст =1), Rн , Rт , Rст —газовая постоянная при начальных. текущих и стандартных условиях; Тн и Тк — температура в залежки соответственно начальная и текущая; Тст=293К. Можно считать, что при движении газа в пласте
Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа,
Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газо-конденсатных месторождений.
При газовом режиме в уравнении (2.20) Wв=0 и Wн=W=const. В этом случае уравнение (2.20) перепишется в виде
, (2.21)
где 
Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2.20) запишется несколько в другом виде
. (2.22)
Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Qд, добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи 
за тот же промежуток времени согласно (2.21) есть величина постоянная
. (2.23)
Если a в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение a со временем уменьшается.
Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2.21) или (2.23), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.
Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения 
(приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Qд во времени (рис. 2.8, кр.1). Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если в зависимости (2.21) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение a не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис.2.8, кр.5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный.
|
|
При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т. е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (кр.2).
При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе разработки газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кр.3). Это объясняются незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Qд можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности: по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.
2.5.2. Подсчет запасов газа, жидких углеводородов и сопутствующих компонентов
Виды запасов и методов их подсчета. Запасы подразделяются на потенциальные и извлекаемые.
Извлекаемые запасы газа отличаются от потенциальных на коэффициент газоотдачи (отношение извлекаемого количества газа Qи к общему количеству газа в пласте до начала эксплуатации Q), т. е.
, (2.31)
где Q0—остаточный запас газа в пласте; р0 – минимальное остаточное давление в пласте (р0=0,103еs при устьевом давлении ру=0,103 МПа , s=0,03415(`rL/Tcpzcp)).
Из формулы (2.31) видно, что чем выше начальное давление в пласте, тем больше h.
Приведенные формулы справедливы для неизменного объема порового пространства и состава газа. При проявлении упруговодопанорного режима разработки Wт будет переменной величиной, зависящей от времени и других параметров.
При разведке и разработке газовых месторождений запасы газа определяют как объемным методом, так и по падению давления.
Широко распространен объемный метод, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан этот метод на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта, для чего бурят значительное число разведочных скважин с большим отбором керна из продуктивных пластов.
В неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых коллекторах достоверные параметры, такие как эффективная пористость т и эффективная толщина h пласта или их произведение (коэффициент емкости коллектора), трудно определить.
Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему перового пространства и точный учет количества добытого газа.
Для точного определения средневзвешенного давления необходимо знать, как и в объемном методе, распределение коэффициента емкости коллектора mh по площади пласта.
2.5.2.1. Подсчет потенциальных (пластовых) запасов газа объемным методом.
Запасы, т. е. объем газа, находящегося в пласте, определяют, исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.
Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем
, (2.24)
где dQ - запас газа в элементе газоносного пласта объемом dV, приведенный к стандартным условиям (рст=0,103 МПа и Тст=293 К); р—пластовое давление, МПа; Т -пластовая температура, К; z—коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для данного состава газа; m—пористость; a - коэффициент газонасыщенности: dW= madV --объем порового пространства элемента пласта dV.
Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, р, Т, z и a переменные как по мощности, так и по площади залежи.
Запасы газа определяют путем интегрирования уравнения (2.24) в пределах: запаса газа - 0-Q, и объема V:, представленного в виде произведения площади F газаносной части пласта и эффективной мощности h пласта
, (2.25)
где i – число участков, соответствующих данному значению
Методика определения запасов газа по формуле (2.25) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы газа
, (2.26)
где j—число продуктивных пропластков в скважине.
Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносим на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми их значениями, строим карту удельных запасов газа. По этой карте определяем площади, соответствующие каждому значению I. Запасы газа для пласта в целом
, (2.27)
где i - число участков, соответствующих данному значению Ii .
Часто потенциальные запасы газа определяют по формуле
, (2.28)
в которой Tcp, pcp. zcp, mcp, acp принимают либо постоянными, либо как среднеарифметические значения или же принимают средневзвешенные значения по толщине и площади каждого параметра в отдельности из соответствующих карт.
Извлекаемые запасы газа при подсчете объемным методом составят
, (2.29)
Из сказанного видно, что применяемый на практике объемный метод подсчета запасов газа с помощью формулы (2.28) требует большого объема вычислений и построения значительного числа карт, необходимых для определения средних значений параметром пласта. Каждый параметр определяют раздельно вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (2.25), и при этом можно получить как завышенные, так н заниженные запасы газа по сравнению с фактическими.
2.5.2.2. Подсчет запасов газа по падению давления.
Подсчет запасов газа по падению давления в однопластовых месторождениях при газовом режиме. Данный метод основан на использовании уравнения материального баланса (2.20), в котором для случая многопластовых залежей введено количество перетекшего газа Qп, приведенного к стандартным условиям (при перетоке из других пластов берется со знаком минус, в случае утечки — со знаком плюс) и, кроме того, принимается, что для всего пласта значения параметров Т и z средние и состав газа в процессе разработки постоянен (R=const).
, (2.30)
Если не происходит переток газа, а режим разработки газовый (Qп=0 и Wн=Wт=W=const), уравнение (2.30) принимает вид (2.21).
Обрабатывая экспериментальные данные, полученные при эксплуатации месторождения, графическим путем в координатах (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) и суммарного отбора газа Qд можно найти значение 1/a, как тангенса угла наклона прямой p/z к Qд .
Потенциальные начальные запасы газа определяют по формуле (2.21) при рт=0
. (2.31)
Коэффициент a можно также найти по методу наименьших квадратов.
По методу падения давления можно уже при отборе 5—6 % от начальных запасов достаточно точно определить запасы газа. Применение этого метода позволяет ускорить промышленную разведку газовых месторождений. В связи с этим, практически на всех месторождениях создается возможность ввода их в опытно-промышленную эксплуатацию и определения запасов по методу падения давления.
В течение опытно-промышленной эксплуатации месторождения отбирается от 5 до 10 % от первоначальных запасов газа. В этот период уточняются запасы газа методом падения пластового давления, в полном объеме проводяться геофизические и гидродинамические и акустические исследования скважин для уточнения геологического строения пласта, определения параметров и степени неоднородности пласта и других исходных данных для составления проекта разработки месторождения с оптимальным значением газо- и компонентоотдачи.
Подсчет запасов газа по падению давления в многопластовых месторождениях при газовом режиме. Запасы газа многопластовых месторождений при раздельной эксплуатации горизонтов и отсутствии перетоков газа можно определять отдельно для каждого горизонта по методу падения давления, применяемому для однопластовых месторождений.
При раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной или при наличии перетока между горизонтами запасы подсчитывают иным способом. Рассмотрим наиболее характерные способы подсчета запасов газа по методу падения давления в многопластовых месторождениях.
Подсчет запасов газа для двух пластов при совместной их эксплуатации. В этом случае возможен переток газа из одного пласта в другой. Обозначим количество перетекшего газа за рассматриваемый промежуток времени через Qп. Тогда для первого пласта имеем
, (2.32)
для второго пласта
, (2.33)
Складывая (2.32), (2.23) и преобразовывая, получим
, (2.34)
, (2.35)
где Qд=Qд1+Qд2; 
; р - средневзвешенное пластовое давление.
Строя зависимость 
от 
, по отрезку, отсекаемому на оси ординат, находим a1 и a1 , как тангенсы угла наклона прямой к оси .
Определив из (2.34) и (2.35) значения 
и a2, подставляем их в уравнения (2.32) и (2.33), из которых находим Qп, Qд1 и Qд2. Имея конкретные значения давлений и расходов газа, коэффициенты a1 и a2 можно определять по методу наименьших квадратов.
Зная a1 и a2 , запасы газа в каждом горизонте находим по формулам
Лекция "Марочная политика в сфере услуг" также может быть Вам полезна.
; (2.36)
. (2.37)
Подсчет запасов газа при перетоке его в начальной стадии разработки. Если вскрыты два пласта, давления в которых различные, т. е. если 
, то неизбежны перетоки газа, происходящие до момента, когда указанное неравенство будет соблюдаться. Зависимость от Qд в этом случае будет характеризоваться кривой вида 4, показанной на рис. 2.8. Начальный участок этой кривой соответствует перетоку.
Запасы газа после окончания перетока можно определить по конечному прямолинейному участку кривой. Первоначальные запасы устанавливают проведением линии, параллельной конечному участку кривой, через ординату, соответствующую пластовому давлению.
Аналогичный вид имеет кривая зависимости от Qд, построенная по данным эксплуатации однопластового месторождения при неполном учете всего добываемого газа из залежи, например вследствие аварийного фонтанирования. Кроме того, аналогичный вид зависимости от Qд может быть и при отсутствии перетока, например когда средневзвешенное значение рпл занижено вследствие того, что это давление не было учтено в неразрабатываемых частях залежи.
Приведенная зависимость по внешнему виду напоминает кривую, соответствующую проявлению водонапорного режима (рис.2.8., кр.3). Поэтому при анализе полученных кривых подобного вида следует учитывать, что проявление водонапорного режима для большинства месторождений начинается не в начале эксплуатации, а после отбора из залежи довольно значительного количества газа.
