Влияние режимов разработки на характер изменения пластового давления газоконденсатных залежей Азербайджана



В работе изучено влияние режимов разработки на характер изменения пластового давления газоконденсатных залежей Aзербайджана. Eсли в процессе разработки преобладает водонапорный режим, кривая изменения пластового давления имеет два участка, а при преобладании газового и упруговодонапорного режима — три, в случае аномального пластового давления имеется четыре участка

Ключевые слова: давление, залежь, режим, газоконденсат

In this work the influence of developments process on the character of change in reservoir pressure of Azerbaijan gas-condensate deposits are studied. If in the development process the water-pressure regime prevails, then the curve of change in reservoir pressure has two sections, and with prevailing gas and elastic-pressure regime — there are three sections. In the case of an abnormal formation pressure, there are four sections

Keywords: Pressure, reservoir, regime, gas condensate

Нефтяной или газовый пласт по всей площади представляет собой единую гидродинамически связанную систему. Поэтому влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую ее законтурную область вплоть до границ пласта. Следовательно, запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и законтурной области, а также со свойствами флюидов и пород всего нефтяного и газового пласта.

Часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление вначале падает, как при газовом режиме. В дальнейшем увеличение отбора газа и, как следствие — поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме. Основные формы изменения Р_пл (Q_доб) показаны на рис.1 [3, 4.

В [13 указано, что этому может способствовать в какой-то степени и существование в водоносном пласте предельного градиента давления (в глинизированных коллекторах). Действительно, в процессе разработки и соответствующем снижении давления проявляются многочисленные факторы, определяющие движение флюидов. У разных месторождений (залежей) доминирующими могут быть различные факторы, точный учет которых не возможен. Однако, в большинстве случаев проявление одного или двух из них настолько значительно, что остальными можно пренебречь.

Рис. 1. Кривые изменения давления от накопленного отбора газа для горизонтов ПК и НКП

В разрабатываемых глубокозалегающих газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежах Азербайджана наблюдаются специфические особенности, определяющие природу и механизм процесса разработки. В таких случаях определение известными понятиями гидродинамической схемы движения жидкостей и газа в пласте невозможно. Причем в различных залежах указанные процессы протекают по-разному. В этом отношении достаточно показательным является опыт разработки месторождений Южная и Карадаг.

ПК и НКП свиты являются основными объектами разработки морского месторождения Южная. На рис.1 приводятся кривые изменения давления от накопленной добычи газа.

Разработка ПК свиты начата в 1965 году. Скважины в начале вступили в эксплуатацию безводной продукцией. Обводнение началось с начала 1968 года. К этому моменту было отобрано 20 % газа от начального балансового запаса, что за три года привело к падению пластового давления на 1,95 МПа. В дальнейшем за 8 лет было отобрано 51 %, т. е. в два с лишним раза больше газа, в результате чего пластовое давление снизилось на 1,55 МПа.

В отличие от ПК, в НКП свите обводнение начинается через год, и Р_пл снизилось на 2,1 МПа. Для сравнения скажем, что за первые три года из НКП свиты газа отобрано в два раза меньше, но Р_пл снизилось в три раза больше, чем в ПК свите. Несмотря на то, что в дальнейшем в обеих залежах годовой отбор газа и воды увеличивается, темп падения пластового давления уменьшается. В период падающей добычи Р_пл практически остается постоянной (рис.1). Как видно из рисунка, в обеих залежах в начале разработки Р_пл снижается, но с различным углом наклона.

Газоконденсатная залежь VII горизонта месторождения Карадаг открыта в начале 1955 г. Высота газоконденсатной зоны из-за большого наклона составляет 1850 м (общая 2100 м). Поэтому в присводовой зоне отмечалось избыточное пластовое давление. Так,на своде при глубине 2100 м начальное пластовое давление составляло 35,5 МПа при средневзвешенной величине 39,0 МПа. Залежь в погруженной части структуры имеет нефтяную оторочку, которая подстилается слабоактивной пластовой водой. Восточная часть продуктивной площади экранируется тектоническим нарушением. У западной границы продуктивные пласты полностью замещаются глинами. Поэтому залежь разрабатывалась на газовом режиме, в результате чего пластовое давление снизилось до 3,6 МПа.

На рис.2 (кривая 1) показано изменение пластового давления от накопленной добычи газа. Как видно, угловой коэффициент начального участка кривой мало чем отличается от начальных участков кривых 12 (рис.1). Здесь за три года отбор 2592 млн.м³ газа привел к падению пластового давления на 1,5 МПа — это при газовом режиме, тогда как при жестководонапорном режиме (ПК св.) отбор 1600 млн.м³ газа привел к падению Р_пл на 1,95 МПа.

Рис. 2. Кривые изменения давления от накопленного отбора газа для горизонтов VII Б.М и VII К

Как видно, во всех трех случаях в начале разработки пластовое давление снижается, что предположительно соответствует газовому режиму. Однако, в дальнейшем характер их изменения отличается. В первых двух случаях темп снижения замедляется, что показывает на переход к упруговодонапорному режиму. В третьем случае (рис. 2, кривая 1, VII гор.м. Карадаг) темп снижения увеличивается.

Как видно, по начальному участку кривой изменения пластового давления нельзя определить режим разработки залежи. Это можно объяснить по-разному. Как указано выше, в глинизированных коллекторах движение воды в начале задерживается. Однако в коллекторах указанных залежей глины отсутствуют.

Случай по ПК и НКП свитам можно объяснить возможностью наличия начального градиента для начала движения воды по отношению к газу. Этому может способствовать также наличие между газом и водой узкой оторочки или же остаточной нефти на границе (ВНК). Однако поведение на газовом режиме показывает, что здесь имеют место и другие факторы.

Для выяснения этого далее изучается характер изменения пластового давления по залежам морского многопластового месторождения Бахар.

На рассматриваемых объектах (залежи св. IIVIв верхнего отдела ПТ) пластовые воды проявляют себя разнообразно. Характерно, что по разрезу снизу вверх активность вод увеличивается. Поэтому действует газовый и упруговодонапорный режимы.

В основной период разработки доминировал газовый режим, в результате чего пластовое давление от начального (39,946,7 МПа по залежам) уменьшилось до 17,020,0 МПа и только за последние два года практически стабилизировалось. Имеются случаи, когда в пределах отдельных залежей по блокам режимы разработки отличаются.

Так, скв.10 эксплуатирует газоконденсатную область 1 блока залежи Хв горизонта.

Воды в продукции скважин в объеме 6 м³/сут появились после отбора 3150 млн.м³ газа (63 % отбора по блоку) и 373 тыс.т конденсата. В результате пластовое давление, от начального 46,2 МПа, снизилось до 16,0 МПа. Скважина расположена на юго-восточной стороне блока. Залежь (как и месторождение в целом) с западной стороны изолирована тектоническим нарушением. На противоположной открытой части залежи активность вод с северо-востока к юго-востоку увеличивается. Поэтому в остальной части залежи Р_пл снижается более медленно (рис.3). Однако, до отбора 9,8 млрд.м³ (48 %) газа характер их изменения не отличается. После начала появления воды скв.10 отобрала всего 100 млн.м³ газа и остановлена из-за прекращения фонтанирования.

Скв.40 вступила в эксплуатацию из VIII горизонта 17.01.74 г. Она находится на восточной части второго блока. Вода в продукции скважин появилась в октябре 1978 года, после отбора 1118 млн.м³ газа и 169 тыс.т конденсата. До мая 1979 года дебит воды остается на уровне 1012 м³/сут, после чего увеличивается до 120 м³/сут. На третьей ступени доходит до 230 м³/сут, после чего скважина прекращает фонтанировать. За водный период эксплуатации было отобрано 1124 млн.м³ газа. Все это показывает, что движение воды в начале разработки задерживается. На момент появления воды пластовое давление снизилось на 8,2 МПа и было отобрано 22 % газа от начального балансового запаса второго блока. Увеличение дебита воды до 230 м³/сут показывает, что коллекторские свойства законтурной области, как в продуктивной части пласта, хорошие. По всей вероятности, запаздывание происходит из-за наличия нефтяной оторочки или же остаточной нефти и с их вымыванием движение воды улучшается.

Рис. 3. Кривые изменения давления от накопленного отбора газа для горизонтов VIII и VI СП

Работа двух указанных, да и других обводнившихся скважин, показывает, что в VIII горизонте (рис.3) активность законтурных вод значительно больше, чем в Хв (рис. 4) горизонте. Однако угловые коэффициенты начальных участков кривых изменения пластового давления в обеих залежах по характеру не отличаются. Как видно на рис. 3 и 4, да и по другим, не указанным на рисунках залежам, угловые коэффициенты начальных участков кривых Р_пл() идентичны и практически совпадают с кривыми залежей ПК и НКП свит месторождения Южная и VII горизонта месторождения Карадаг.

Рис. 4. Кривые изменения давления от накопленного отбора газа для горизонтов Xв и IX

На рис. 2 показана кривая (2) изменений пластового давления VII горизонта месторождения Булла-море от накопленного отбора газа. Как видно из рисунка, начальный участок кривой отличается от остальных кривых, указанных на других рисунках. Здесь темп падения значительно больше. Отметим, что VII горизонт (так же V и VIII горизонты) месторождения Булла-море имеет аномально высокое пластовое давление. С падением Р_пл до гидростатического темп падения замедляется и дальше кривая ведет себя, как в других залежах с нормальным пластовым давлением. Сопоставления вышеуказанных кривых показывает, что в VII горизонте имеется дополнительный участок, характеризующий, по всей вероятности, аномальность пластового давления. Аналогичную особенность имеют V и VIII горизонты. Поведение пластового давления VIII горизонта изучалось по устьевым давлениям.

Изучение их особенностей показывает, что характер изменения первой (начальной) части кривой зависит от степени превышения пластового давления над гидростатическим. Чем больше пластовое давление, тем больше темп падения.

Вышеизложенное позволяет отметить, что независимо от поведения законтурной области в начале разработки с отбором пластовое давление снижается, как при газовом режиме, однако не описывает ее. Характер указанного изменения, по всей вероятности, зависит от упругого запаса газа. С увеличением активности контурных вод степень проявления упругих сил уменьшается. Это подтверждается характером изменения первой части кривых Р_пл () на рис. 3 и 4. Как видно, эти кривые существенно отличаются от традиционных (рис.1). В отличие от них, нами установлены кривые, имеющие две, три и четыре участка.

Если в процессе разработки преобладает водонапорный режим, кривая изменения пластового давления имеет два участка, а при преобладании газового и упруговодонапорного режима — три. В случае аномального пластового давления имеется четыре участка (рис. 2, кривая 2).

Характер изменения пластового давления при газовом и упруговодонапорном режиме разработки по форме начального участка не отличается. Аналогичная характеристика имеется и при наличии аномально высокого пластового давления.

Движение воды в начале разработки всегда задерживается. Это имеет место даже при активном водонапорном режиме. Указанное в рассматриваемых случаях связано с наличием на границе залежей узкой нефтяной оторочки или же остаточной нефти.

Литература:

1. Желтов Ю. В., Мартос В. Н., Мирзаджанзаде А. Х., Степанова Г. С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1979. –С. 254.
2. Ю. П. Каратаев, С. Н. Закиров. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. –М.: Недра, 1981. –С.294.
3. Р. М. Кондрат. Газоконденсатоотдача пластов. –М.: Недра, 1992. –С.254.
4. С. Н. Закиров, Б. Б. Лапук. Проектирование и разработка газовых месторождений. –М.: Недра, 1974. –С.374.