К оглавлению

УДК 622.276.58:552.578.2.061.4

 

© С.Н. Закиров, С.Ш. Батыров, Я.Э. Какаев, 1991

Особенности обводнения залежей газа с неоднородными коллекторами

С.Н. ЗАКИРОВ (ИПНГ АН СССР и ГКНО СССР), С.Ш. БАТЫРОВ, Я.Э. КАКАЕВ (ТФ ВНИИгаз)

При проявлении водонапорного режима в процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей приходится сталкиваться с низкой газоотдачей. Известно, что это связано с формированием в обводненной зоне пласта микро- и макрозащемленных объемов газа [4]. Большой диапазон изменения фактических конечных коэффициентов газоотдачи (0,4-0,95) при водонапорном режиме свидетельствует о разнообразии его проявлений в зависимости от геолого-промысловых и технологических факторов. [1]. При этом негативным проявлением водонапорного режима является неоднородность пласта по коллекторским свойствам и тектоническому строению, что может приводить к формированию целиков газа в недренируемых или слабодренируемых пропластках, зонах пласта в результате избирательного продвижения воды в залежь. Поэтому важно определить закономерность обводнения газовых залежей с неоднородными коллекторами.

Изучению особенностей процесса вытеснения газа водой посвящены экспериментальные и теоретические исследования [3, 4]. Однако они в основном рассматривают случаи однородного пласта. Анализ фактических данных разработки залежей газа с использованием геофизических методов контроля также не позволяет выявить закономерности продвижения пластовой воды в газовые залежи. Поэтому такие исследования целесообразно проводить с постановкой математических экспериментов на ЭВМ.

В качестве объекта исследований рассматривается слоисто-неоднородный по коллекторским свойствам профильный разрез месторождения Сейраб. Геологический профиль продуктивного горизонта длиной 14, шириной 1 км и высотой 72 м имеет толщину газонасыщенного пласта в своде залежи 56 м. Начальное пластовое давление Рн 26,5 МПа, средний по залежи коэффициент газонасыщенности Sг 0,66, ГВК находится на отметке -2448 м, диапазоны изменения коэффициентов проницаемости Кпр от 0,1 до 1,5 мкм2, состав газа следующий (%): СН4 -96,3; С2Н5 - 1,58; С3Н8 - 0,14; i-С4Н10 - 0,02; n-С4Н10 - 0,03; СО2 - 0,22; N2 - 1,7; редкие элементы 0,01.

Необходимые для расчетов зависимости коэффициента динамической вязкости, плотности газа и воды, их количества в жидкой и газообразной фазах от пластового и капиллярного давления и коэффициентов фазовых проницаемостей от водонасыщенности получены на основе термодинамических расчетов и интерпретации данных исследований скважин и аппроксимированы алгебраическими полиномами различной степени [2]. Кривые фазовых проницаемостей приняты по данным лабораторных экспериментов ТФ ВНИИгаза, где выделяются следующие характерные точки. Движение жидкой фазы начинается при водонасыщенности Sв 0,38. Водонасыщенность, при которой фазовая проницаемость для газа равна нулю, SВ >=0,9. Если коэффициент водонасыщенности в i, j-й точке <=0,24, то фазовая проницаемость для газа равна абсолютной.

Для проведения математических экспериментов на ЭВМ на основе двухмерной двухфазной газогидродинамической модели область интегрирования покрывалась сеткой с 21-й ячейкой по оси ох (т.е. ) и 9-ю - по оси oz (). Глубины залегания ячеек верхнего пропластка (j=1) совпадают с глубиной соответствующих точек профильного разреза. Размеры ячеек по осям ох и oz равны соответственно Dх 670 и Dz 8 м. В расчетах учитывается наличие в разрёзе непроницаемых глинистых пропластков, которые изображены сплошными линиями на рисунке. Начальные запасы газа в модели равны 15,035X109, в том числе в водоносной части - 1,148Х109 м3 растворенного в пластовой воде газа.

Характер сообщаемости между ячейками по оси oz предопределяется отношением проницаемости вдоль осей oz и ох. Если это отношение в i, j-й точке равно нулю, то имитируется непроницаемый пропласток между точками (i, j+1) и (i, j-1), когда же оно равно единице, то имеем случай изотропного пласта, и т. д. Абсолютные значения Kпр пропластков в направлении ох принимались одинаковыми, но различающимися между пропластками.

На внешней границе пласта задаются величины дебита пластовой воды при помощи соответствующих источников, что позволяет учесть степень активности проявления водонапорного режима. Дебиты источников пропорциональны перепаду давления и значению соответствующего в пропластке параметра проводимости [2].

При задании на геолого-физической модели распределения начальных давлений и остаточной водонасыщенности учитывались гравитационные и капиллярные силы. Их влияние принималось во внимание и при проведении газогидродинамических расчетов. В подавляющем числе вариантов роль капиллярных сил учитывалась, в частности, в результате принятия начальной величины переходной (газ - вода) зоны в размере 7,5 м (лишь в отдельных вариантах 2,5 м).

Во всех расчетных вариантах профильная модель залежи дренируется тремя галереями, которые расположены в ячейках с номерами i 10, 13 и 16. В подавляющем числе вариантов темп отбора газа из модели залежи составляет 6 % запасов в год. После отключения той или иной галереи (из-за обводнения или снижения забойного давления до минимально допустимой величины) отбор газа из залежи уменьшается на одну треть.

Для изучения характера обводнения рассматриваемой слоисто-неоднородной залежи с сообщаемостью через литологические окна исследованы варианты для пяти типов неоднородности по проницаемости разреза. В I и II типах неоднородности изменение проницаемости по разрезу происходит линейно: в I типе убывает от 1 ( в кровле) до 0,01 мкм2 к подошве пласта, а во II возрастает от 0,01 до 1 мкм2. В трех остальных типах (III-V) изменение проницаемости вдоль оси oz задается согласно трем случайным выборкам из наиболее часто встречающихся значений проницаемости по газонасыщенной части разреза залежи: 0,01; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1; 1,5 мкм2 (табл. 1).

В общей сложности рассмотрено 92 варианта, различающихся типом неоднородности и технологическими факторами, причем последние отличаются количеством вскрытых и дренируемых интервалов, расстояниями между эксплуатационными галереями, темпами отбора газа. Кроме того, менялись функции фазовой проницаемости, значения абсолютной проницаемости и зависимости капиллярного давления от насыщенности. Некоторые результаты расчетов приведены в табл. 2 и на рисунке (а - д). В табл. 2 верхние четыре варианта базовые, в последующих варьируют те или иные параметры или факторы. В вариантах 11 -14 варьируют величины вскрытых и дренируемых интервалов 1, 3, 5 и 7 соответственно. Варианты 21-24 отличаются расстояниями между эксплуатационными галереями - 670, 1340, 2680 и 3350 м соответственно, при этом здесь и в последующих вариантах галереи дренируют по 5 интервалов. В вариантах 31, 13 и 32 разные темпы отбора газа в безводный период - соответственно 13, 6 и 9 % от начальных запасов в год. Варианты 13 и 41 отслеживают влияние капиллярных сил на показатели разработки при водонапорном режиме, в последнем варианте начальная величина переходной зоны 2,5 м. В 51 варианте значения абсолютной проницаемости во всех пропластках в 2 раза меньше по сравнению со значениями 13-го варианта.

Полученные результаты отражают динамику характерных показателей разработки в отдельных вариантах. Эти данные позволяют объяснить и приводимые далее особенности обводнения залежи. Следует обратить внимание на то, что согласно результатам расчетов конечные коэффициенты газоотдачи изменяются от 41,1 до 98 %, что соответствует реально достигаемым конечным коэффициентам газоотдачи. Вместе с тем результаты расчетов позволяют не только понять причины низких значений коэффициентов газоотдачи, но и учитывать негативное влияние тех или иных факторов на их конечные коэффициенты.

Характерная для ряда вариантов конфигурация ГВК на конец разработки в случае I типа неоднородности по проницаемости отражена на рисунке, а. Движение воды в сводовой части залежи вблизи ГВК затруднено вследствие пониженных значений Кпр. На периферии под ГВК уходят наиболее высокопроницаемые коллекторы, поэтому продвижение ГВК здесь происходит весьма активно и вода преимущественно идет вдоль кровли продуктивного пласта. Такая динамика поступления воды в залежь предопределяет особенность отключения из эксплуатации отдельных интервалов дренирования в галереях, когда только в верхних интервалах (1-3) из-за неравномерной отработки залежи по разрезу в наиболее дренируемых пропластках темп падения давления выше, чем в остальных. В результате помимо высоких значений проницаемости, в верхних пропластках создаются и большие градиенты давления, чем в остальных, что усиливает избирательное обводнение залежи по этим пропласткам, оставляя целики газа в нижних низкопроницаемых прослоях.

В случае дренирования всех семи газонасыщенных интервалов в разрезе залежи падение давления по толщине продуктивного пласта происходит достаточно равномерно. Поэтому скорости продвижения ГВК по пропласткам в значительной мере предопределяются их проницаемостью. Одна из характерных черт процесса обновления для этого типа неоднородности то, что в течение значительного периода разработки объем внедрившейся воды в залежь не зависит от степени вскрытия продуктивного разреза и расстояния между скважинами (см. табл. 2). Однако в зависимости от особенностей конкретного варианта поступающая в залежь вода по-разному внедряется в продуктивную толщу. Поскольку в рассматриваемом случае проницаемость по разрезу изменяется по линейному закону, форма ГВК является « гладкой» и чашеобразной (см. рисунок, а).

Для данного типа коллекторов газоотдача более 90 % и определяется в основном микрозащемлением газа водой. Лишь при вскрытии в скважинах одного верхнего интервала вблизи начального положения ГВК (в сводовой части) формируется целик газа.

В расчетных вариантах для II типа неоднородности по проницаемости характерен более равномерный, чем в вариантах для I типа, по площади и разрезу подъем ГВК (см. рисунок, б). В связи с тем что по разрезу от кровли до ГВК фильтрационные характеристики пропластков улучшаются, интенсивность продвижения пластовой воды в центре залежи повышается. В большинстве вариантов для данного типа неоднородности нижние пропластки при высоких пластовых давлениях в первые годы разработки обводняются. Для обеспечения заданного темпа отбора газа из оставшихся низкопроницаемых пропластков требуется создание больших депрессий на пласт, что приводит к отключению интервалов дренирования при высоких пластовых давлениях и сравнительно низкой газоотдаче (76-94 %).

В группе вариантов для IV типа неоднородности характерно, что в верхней и нижней частях разреза расположены низкопроницаемые, а в середине - высокопроницаемые коллекторы. В этом случае при прочих равных условиях отношение скоростей фильтрации пластовой воды, например, в 4-м и 1-м пропластках будет предопределяться в значительной мере тем, что отношение коэффициентов их проницаемостей равно 1,5/0,1. Еще в большей мере различаются коэффициенты проницаемости в 1-м и 7-м пропластках, в 150 раз. Кроме того, оказывается, что принципиальное значение имеет место расположения соответствующих пропластков в разрезе. При разработке залежи с данным типом неоднородности по коллекторским свойствам в начальный период основная часть отбора приходится на долю коллекторов 4-го, 2-го и 3-го пропластков с проницаемостями соответственно 1,5; 1 и 0,5 мкм2. Вследствие затруднительной сообщаемости пропластков по разрезу это способствует увеличению темпа падения давления по ним и интенсификации их обводнения. Случай такого обводнения залежи представлен на рисунке, б. Здесь происходит как бы разделение залежи на две части, в выше- и нижерасположенных низкопроницаемых пропластках остаются целики газа. При дифференцированном вскрытии, когда дренируется часть газонасыщенного разреза без высокопроницаемых пропластков, интенсивность продвижения пластовой воды по дренируемым пропласткам несколько снижается, что приводит к увеличению газоотдачи.

На результаты расчетов применительно к V типу неоднородности повлияло то, что самый проницаемый пропласт 1-й, а низкопродуктивный 3-й. Так, при дренировании только верхних интервалов 3-й пропласток становится низкопроницаемым экраном по отношению к нижерасположенным, что неблагоприятно сказывается на показателях разработки. Во-первых, интенсифицируется обводнение верхнего пропластка, во-вторых, в нижних пропластках формируются макрозащемленные объемы газа (см. рисунок, г). Во многих расчетных вариантах, помимо крупных целиков газа, формируются небольшие по размеру целики газа, в частности в периферийных частях пропластков (см. рисунок, д).

Механизм образования целиков газа в периферийных частях следующий: по выше- и нижерасположенным высокопроницаемым пропласткам фронт ГВК опережает его продвижение в низкопроницаемых разностях. По литологическим окнам, имеющимся в разрезе, пластовая вода по высокопроницаемым пропласткам обходит низкопроницаемые, и защемленные водой объемы газа в этих пропластках оказываются слабодренируемыми. Таким образом, по результатам имитационного моделирования выявлены определенные особенности обводнения газовых залежей со слоисто-неоднородными, частично сообщающимися по разрезу коллекторами.

Выводы

1.                 Характер неоднородности продуктивного пласта оказывает принципиальное влияние на особенности обводнения месторождений природных газов.

2.                 Особо негативными, с точки зрения конечных коэффициентов газоотдачи, являются слоистая неоднородность и неблагоприятное местоположение в разрезе высоко- и низкопроницаемых коллекторов.

3.                 Низкие конечные коэффициенты газоотдачи связаны с формированием макрозащемленных объемов - целиков газа. При этом могут формироваться один целик или их совокупность.

4.                 На конечные коэффициенты газоотдачи существенное влияние оказывают степень вскрытия в скважинах продуктивных отложений, темп отбора газа, сетка размещения скважин на площади газоносности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра.- 1989.

2.     Многомерная и многокомпонентная фильтрация. Справочное пособие / С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон и др.- М.: Недра,- 1988.

3.     Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра.- 1977.

4.     Теория водонапорного режима газовых месторождений / С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат и др.- М.: Недра.- 1976.

Abstract

The results are presented of computer-based mathematical experiments on studies of the effects of geological-field and technological factors on ultimate gas recovery ratio, with water drive displayed. On gas pool profile section, three hypotheses about a vertical change in permeability coefficient were put forward: a regular increase or a decrease in the permeability coefficient towards the subface of stratum and also in the value of permeability according to an accidental draw. Considered are the variants regarding the degree of producing formation tapping in production galleries, well spacing density, gas recovery rates, the degree of reservoir anisotropy and the various relationships between phase permeabilities for gas and water, as well as between capillary pressure and water saturation coefficient. The variants examined differ significantly in ultimate gas recovery ratios. Research in constructing geological-mathematical models for gas pools needs to be intensified as the heterogeneity of reservoir properties influences substantially on all the development indices at water drive.

 

Таблица 1. Значения Кпр (мкм2) в направлении от свода к ГВК для трех случайных выборок

Ячейка j

Варианты случайного распределения

III

IV

V

1

1

0,1

1,5

2

0,05

1

0,5

3

0,5

0,5

0,01

4

0,1

1,5

0,2

5

0,01

0,05

0,05

6

0,2

0,2

1

7

1,5

0,01

0,1

 

Таблица 2. Показатели разработки залежи для разных вариантов применительно к 1-му типу неоднородности по проницаемости

Номер варианта

Годы разработки

На конец разработки

1

2

3

4

5

10

15

20

30

11

24,9

 23,4

22

20,6

19,3

12,4

7,9

 

 

7,9

109

463

1042

1828

2801

10197

21133

 

 

21133

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

82,5

 

 

82,5

12

24,9

 23,4

22

20,6

19,3

12,4

4,8

 

 

3,8

106

456

1034

1821

2798

10217

21444

 

 

26766

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

88,6

 

 

93,2

13

24,9

 23,4

22

20,6

 19,2

12,2

3,6

 

 

2

98

439

1008

1792

2772

10229

21500

 

 

27065

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

90,8

 

 

95,6

14

24,9

23,4

22

20,6

 19,2

12,3

3,6

 

 

1,2

91

424

985

1761

2736

10186

21547

 

 

27055

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

91,3

 

 

96,9

21

24,9

 23,4

22

20,6

 19,2

12,3

20

 

 

1,9

93

426

985

1756

2723

10131

21437

 

 

24178

6,2

12,5

18,7

25

21,3

62,5

93,8

 

 

95,6

22

24,9

 23,4

22

20,6

 19,2

12,2

2,1

 

 

1,8

95

431

997

1776

2753

10196

21545

 

 

24305

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

93,8

 

 

95,5

23

24,9

23,4

22

20,6

 19,2

12,3

5,7

 

 

1,7

102

448

1021

1809

2793

10274

21340

 

 

29272

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

86,5

 

 

96

24

24,9

 23,4

22

20,6

19,3

 13,1

9,3

6,5

 

4,8

110

465

1048

1845

2838

10325

20499

31731

 

38972

6,2

12,5

18,8

25

31,3

60,2

77,5

87,9

 

93,3

31

25,7

25

24,3

23,6

23

20

17,2

14,2

8,9

11,1

43

208

488

878

1370

5175

10831

18106

36576

46871

3,1

6,3

9,4

12,5

15,6

31,3

46,9

62,5

85,7

91

32

24,1

21,8

19,6

17,5

15,4

2,2

 

 

 

1,3

138

633

1466

2608

4029

14738

 

 

 

17516

9,4

18,7

28,1

37,5

46,9

93,7

 

 

 

96,6

41

24,9

 23,4

22

20,6

19,2

12,3

3,5

 

 

1,2

86

410

967

1740

2714

10141

21468

 

 

26983

6,2

12,5

18,8

25

31,5

63,1

92,5

 

 

98,1

51

24,9

23,2

 21,7

20,2

18,8

11,3

2

 

 

1

34

184

453

837

1330

5227

11066

 

 

12500

6,2

12,5

18,8

25

31,3

62,5

93,8

 

 

96,4

Примечание. В первой строке приведены значения р среднего пластового давления, МПа, во второй - накопленное количество поступившей в залежь воды Qв, тыс. м3, в третьей - коэффициент газоотдачи b.

 

Рисунок Конфигурации ГВК на конец разработки залежи для разных случаев неоднородности по проницаемости.

Типы неоднородности: а - I, б - II, в - IV, г - V (в случае дренирования только верхних интервалов), д- V (в случае вскрытия продуктивного горизонта до начального положения ГВК). 1 - конфигурации ГВК, 2 - скважины, 3 - глинистые пропластки