Подъем - газоводяной контакт
Cтраница 1
Подъем газоводяного контакта в пределы перфорационного интервала только в определенных случаях приводит к выносу воды гааом из скважин. [1]
Перекрытие пластовой водой перфорационного интервала связано с подъемом газоводяного контакта и возникновением столба жидкости, обусловленным депрессией в призабойной зоне. [2]
На рис. 13 приведены профили пластовых давлений р л и подъема газоводяного контакта Яв по первому варианту ( р и Hi) и второму ( рг и Я2) через выделенные зоны УКПГ. Сравнительно небольшое уменьшение подъема ГВК по сравнению с изменением давления объясняется повышенной инерционностью движения жидкой фазы по сравнению с газообразной. [3]
 |
Расчетные профили пластового давления для различных вариантов разработки месторождения А.| Расчетные профили подъема ГВК для различных вариантов разработки месторождения А. [4] |
При сравнении карт изобар, профилей пластового давления ( рис. 89, 90) и подъема газоводяного контакта ( рис. 91), соответствующих I, IV, и V вариантам, видно, что IV вариант наилучшим образом отвечает условиям равномерного дренирования газовой залежи. Об этом свидетельствует хотя бы то, что при отборе 96 / 0 от начальных запасов газа работают все УКПГ и обводнится 18 3 % фонда добывающих скважин. В базовом ( I) варианте при отборе 94 2 / 0 отключаются четыре УКПГ и обводняется 46 9 / 0 сква - Ж ин. [5]
При сравнении карт изобар, профилей пластового давления ( рис. 89, 90) и подъема газоводяного контакта ( рис. 91), соответствующих I, IV, и V вариантам, видно, что IV вариант наилучшим образом отвечает условиям равномерного дренирования газовой залежи. Об этом свидетельствует хотя бы то, что при отборе 96 / о от начальных запасов газа работают все УКПГ и обводнится 18 3 % фонда добывающих скважин. В базовом ( I) варианте при отборе 94 2 % отключаются четыре УКПГ и обводняется 46 9 % сква - Ж ин. [7]
При разработке газовых месторождений ( водонапорный режим) при отборе газа происходит снижение пластового давления за счет истощения залежи и восстановление - за счет подъема газоводяного контакта или продвижения пластовых вод подстилающего водоносного бассейна в газонасыщенную часть залежи. Таким образом, возможно снижение темпа падения пластового давления за счет регулирования отборов газа и обводнения месторождения. [8]
 |
Схема изменения положения газоводяного контакта и степени вскрытия пласта вертикальной скважиной в процессе разработки. [9] |
Причем опасность обводнения скважин даже при соблюдении величины допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодического снижения допустимой депрессии на пласт. При снижении депрессии на пласт, из-за опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта, происходит практически более интенсивное снижение дебитов скважин. Эти изменения должны быть рассмотрены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Чтобы сохранить первоначальную величину / гга - / гвс, необходимо поднять нижний интервал вскрытия до / гвс т, и тогда текущее расстояние между текущим положением ГВК hn - hBC r будет одинаковым с начальным / гга - / гвс. [10]
Разработка массивных газовых залежей, подстилаемых подошвенной водой ( водоплавающих залежей) и приуроченных к слабосцементированным породам, характеризуется особенностью процесса вторжения в них пластовых вод. Она заключается в проявлении предельного ( начального) градиента давления [1] [2], т.е., в течение некоторого периода времени с начала эксплуатации месторождения режим его разработки является газовым. Продолжительность этого периода, а также подъем газоводяного контакта в газовой залежи довольно существенно зависят от величины предельного градиента давления [3]; поэтому определение ее представляет несомненный практический интерес. [11]
Бабченского, Битковского, Пасечнянского, Любижнянского и Юго-Западного блоков - 74 12 % начальных запасов газа в этих блоках. В результате анализа данных по обводнению месторождения получены следующие значения высоты подъема газоводяного контакта в отдельных блоках: Баб-ченский - 149 м, Битковский - 363 м в западной части и 316 в восточной части; Пасечнянский - от 200 ( скв. Любижнянский - 155 м; Юго-Западный - 107 м в западной части и 47 м в восточной. [12]
В настоящее время на эксплуатируемых месторождениях севера Тюменской области значительное количество скважин ( до 51 %) находится в бездействии в связи с обводнением. При этом поступление пластовых вод в скважины происходит не только из-за подъема газоводяного контакта разрабатываемых пластов, но и в результате проникновения в интервал перфорации вод вышележащих пластов, в том числе и водоносных. [13]
Суть приема - в использовании того факта, что при жестком водонапорном режиме количество извлеченного из залежи газа, приведенное к пластовым условиям, равно обводненному перовому объему. К тому же при известном общем объеме внедрения воды в залежь можно достаточно уверенно определить высоту подъема газоводяного контакта. Применение метода в [2] демонстрировалось на примере массивной водоплавающей за лежи Славянского газового месторождения, но он вполне пригоден и при разработке достаточно простых по строению залежей пластового типа. В этом случае на основании карт эффективных газонасыщенных мощностей и объемов внедрения вод ( определенных из уравнения материального баланса) при достаточно равномерном продвижении по периметру оцениваются и сопоставляются расчетные величины подъема контакта или перемещения контура и их фактические положения. [14]
Все вышеуказанные причины, влияющие на снижение дебитов скважин в 2 - 3 раза и более от оптимальных расчетных значений, устраняются определенными видами и методами капитального ремонта. Однако на данной стадии разработки сеноманской газовой залежи в связи со значительным ( 3 - х кратным) падением лластового давления, наличием песководопроявлении, подъемом газоводяного контакта ( в большинстве скважин) до башмака эксплуатационной колонны необходимы пересмотр критериев и дифференцированный подход при составлении программы капитального ремонта скважин как на год, так и на перспективу. [15]
Страницы: 1 2