Начинается...

Подсчет запасов газа при эксплуатации сеноманской залежи в режиме естественного истощения пьезометрическим методом на примере Южно-Русского месторождения

УДК 550.8.053

Подсчет запасов газа при эксплуатации сеноманской залежи в режиме естественного истощения пьезометрическим методом на примере Южно-Русского месторождения

Ф. А. ЧИКИРЕВ – ведущий геолог участка по исследованию скважин ОАО «Севернефтегазпром»
С. А. ПОДМОГИЛЬНЫЙ – начальник участка по исследованию скважин ОАО «Севернефтегазпром»

В статье рассмотрен опыт использования одного из методов подсчета запасов по падению пластового давления. Использован пьезометрический метод подсчета начальных запасов газа. На примере сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения выполнена оценка начальных запасов газа по изменению пластового давления от накопленного отбора газа в скважинах-пьезометрах, дренирующих единую эксплуатационную зону исходя из рассмотренной карты изобар на дату подсчета запасов. При оценке выполнена проверка на соответствие принимаемой гидродинамической модели. Для это использовались графические построения изменения накопленного квадрата импульса в различных временных координатах. Наилучшая аппроксимация точек на графике указывает на реализацию модели замкнутого-пласта линзы. На примере скважины 381 рассмотрены характерные временные периоды эксплуатации залежи. В результате выполненных вычислений данным методом, получена величина начальных запасов, сопоставимая с величиной, полученной объемным методом подсчета запасов и утвержденной в ГКЗ РФ. Также в статье рассмотрена возможность оценки запасов с использованием значений текущего пластового давления по эксплуатационной зоне (УКПГ). Расхождение в оценках запасов по сравнению с величиной запасов вычисленной по данным прямых замеров в скважинах-пьезометрах составляет не более 2%, что позволяет использовать данный способ расчета запасов.

Ключевые слова: подсчет запасов газа, пьезометрический метод, скважина-пьезометр, газовый режим эксплуатации, гидродинамическая модель залежи

В практике подсчета запасов газа на месторождениях ЯНАО не смотря на значительное количество разработанных методов, методы подсчета запасов по падению пластового давления во времени не получили широкого распространения в силу различных причин. Одной из главных причин является широкое развитие возможностей современной вычислительной техники и программных продуктов, в которых используются известные статистические методы, основанные на геолого-промысловой информации и реализуемые в виде геолого-геофизических моделей [1]. В связи с этим наибольшее распространение получил объемный метод. В редких случаях используется оценка запасов с использованием зависимости падения пластового давления с учетом коэффициента сверхсжимаемости от накопленного отбора газа из залежи.

Вместе с тем имеющийся опыт использования пьезометрического метода подсчета запасов свободного газа по падению пластового давления на месторождениях ЯНАО, разрабатываемых в режиме естественного истощения, показывает, что данные методы могут с успехом использоваться при оценках запасов на газодобывающих предприятиях [2, 3].

Пьезометрический способ подсчета запасов свободного газа в залежах основан на взаимосвязи изменений текущего пластового давления в конкретной скважине-пьезометре в зоне дренирования от накопленного отбора или накопленной добычи газа из зоны дренирования залежи или ее части.

Скважина-пьезометр – это любая конкретная скважина (пьезометрическая, из которой добыча газа не производится, добывающая или любая другая скважина), по которой имеются периодические, временные замеры текущего пластового давления с детальностью, достаточной для графического построения текущего пластового давления от времени.

Первым исходным документом к практическому применению пьезометрического способа является карта изобар на дату подсчета. Геолого-промысловая информация с карты изобар непосредственного количественного участия в подсчете запасов не принимает, служит лишь для качественной визуальной оценки размеров зоны дренирования и выбора скважин-пьезометров, присущих по своему местоположению единой зоне дренирования.

Для выбранных скважин-пьезометров в пределах обозначенной по карте изобар единой зоны дренирования строят графики зависимости текущего пластового давления от времени Pпл(t) = f(t) и для всей зоны дренирования – график суммарной накопленной добычи газа во времени ΣQ(t)=f(t).

Вторым непременным условием к применению пьезометрического способа подсчета запасов является проверка на предмет принятия гидродинамической модели зоны дренирования исходя из условия:

  • для бесконечной пластовой системы

  • для бесконечной полосы

  • для замкнутого пласта-линзы

где:

накопленный квадрат импульса разности между квадратом начального P2пл(0) и текущего P2пл(t) пластовых давлений в скважине-пьезометре;

ΣQ(t) – накопленная добыча газа из зоны дренирования;
k и h – проницаемость и эффективная толщина пласта соответственно;
μ – вязкость пластового газа;
а – расстояние от фильтра скважины до границ бесконечной полосы;
Rк – то же, до границ пласта-линзы;
χ – коэффициент пьезопроводности пласта;
t – продолжительность работы скважины-пьезометра;
t1 – время остановки скважины-пьезометра на замер текущего пластового давления.

Для непосредственного принятия гидродинамической модели зоны дренирования (1), (2) или (3) строят графики зависимости:

Принимается та гидродинамическая модель, для которой на графике в соответствующих координатах наилучшим образом координатные точки аппроксимируются прямой линией.

Полный начальный запас свободного газа в залежи:

где:
Р – средневзвешенное давление в зоне отбора;
P2пл(0) и Z0 – начальное пластовое давление и начальный коэффициент сверхсжимаемости газа;
P2пл(0) и Zk – пластовое давление и коэффициент сверхсжимаемости газа в конечной точке аппроксимирующей линии;
i=tga – коэффициента наклона линии на графике;
ΔVP – среднее значение накопленной добычи газа из зоны дренирования на участке аппроксимирующей линии.

Средневзвешенное давление в зоне отбора определяется с графика, соответствующего принятой исходной модели, как среднее давление на том временном интервале, где реализован определенный режим в соответствии с принятой моделью. Со временем в процессе выработки запасов газа значения Рк и Zк становятся близки 1.

Тогда выражение запишется в следующем виде:

Практический подсчет запасов производят в виде среднего по скважинам-пьезометрам.

Рассмотрим практическое использование данного метода на примере сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения.

Разработка сеноманской газовой залежи на Южно-Русском месторождении ведется начиная с 2008 года. В результате отбора газа к настоящему времени на месторождении сформировалась единая депрессионная воронка (рис. 1). Для подсчета запасов в качестве скважин-пьезометров использованы эксплуатационные газовые скважины, поскольку по ним имеется представительные временные замеры текущего пластового давления и данные по объемам накопленной добычи газа.

По каждой выбранной скважине выполнена проверка для обоснования гидродинамической модели залежи зоны дренирования. Для этого по скважинам выполнены построения в координатах

Пример интерпретации данных представлен по скважине 64 на рис. 2.

Построения показывают, что наилучшим образом линия аппроксимируется на графиках зависимости

что указывает на реализацию модели замкнутого пласта-линзы. Аналогичные построения по остальным скважинам-пьезометрам также подтвердили реализацию данной модели. Накопленная практика интерпретации данных пьезометрическим методом на других месторождениях показывает наибольшее распространение модели замкнутого пласта-линзы.

На рис. 3 представлен пример аналогичных построений принятой модели пласта

по скважине 381. Как следует из графика в отличии от скважины 64 по скважине 381 наблюдается формирование трех участков на кривой (рис. 1)

Карта пластового давление по сеноманской залежи по состоянию на 01.01.2021 [3]

Рис. 1. Карта пластового давления по сеноманской залежи по состоянию на 01.01.2021 [3]

  • 1 участок – характеризует процесс расширения зоны дренирования каждой скважины-пьезометра при эксплуатации залежи;
  • 2 участок – аппроксимируется линейной зависимостью на координатных точках и характеризует этап стабилизации эксплуатационных зон в пределах каждой из выбранных скважин и их слиянием в единую дренируемую область, на участке реализуется газовый режим эксплуатации скважины;
  • 3 участок – характеризуется активным проявлением упруговодонапорного режима.

Как на рис. 2, так и на рис. 3 прямая линия на 2 участке развития зоны депрессии используется при подсчете начальных запасов газа. При расчетах вычисляется коэффициента наклона кривой i=tga и средневзвешенное давление в зоне отбора P.

Подсчет начальных дренируемых запасов выполнятся на газовом режиме эксплуатации с использованием формул (4), (5).

При этом по характерным изменениям на третьем участке графика на рис. 3 по пересечению аппроксимирующих линий возможно однозначно выявить начало активного проявления упруговодонапорного режима, что подтверждается как промыслово-геофизическими исследованиями в ближайшей наблюдательной скважине 10н, так и результатами геохимического контроля.

Результаты вычислений начальных дренированных запасов газа сеноманской залежи в виде суммы значений по каждой скважине кустовой площадки месторождения представлены в табл. 1.

Таблица 1. Результаты расчета начальных дренируемых запасов газа сеноманской залежи пьезометрическим методом на Южно-Русском месторождении

Результаты расчета начальных дренируемых запасов газа сеноманской залежи пьезометрическим методом на Южно-Русском месторождении

Таблица 2. Сравнительная оценка результатов вычисления начальных запасов газа по сеноманской залежи Южно-Русского месторождения

Сравнительная оценка результатов вычисления начальных запасов газа по сеноманской залежи Южно-Русского месторождения

В работе [4] для оперативной оценки запасов рассмотрена возможность использования вместо непосредственных прямых замеров в скважинах-пьезометрах значений текущего пластового давления по эксплуатационным зонам (УКПГ). При этом предполагается, что относительная ошибка смещения при определении средневзвешенных текущих пластовых давлений для различных периодов времени остается постоянной.

Аналогичные расчеты выполнены по усредненным данным в дренируемой зоне сеноманской залежи Южно-Русского месторождения. Выполненные графические построения представлены на рис. 4. По результатам вычислений величина дренируемых начальных запасов газа составила 617,66 млрд м3. Расхождение в оценках запасов с величиной запасов, вычисленной по данным прямых замеров в скважинах-пьезометрах составляет не более 6%.

Для сравнения в табл. 2 представлена оценка запасов, вычисленная пьезометрическим методом в настоящей работе, с другими методами имеющих широкое распространение в геолого-промысловой практике. При сравнении, оценки запасов газа другими методами принимались по данным, представленным в работе [3].

Подводя итог приведенному в статье анализу, возможно сделать следующие выводы:

  • Пьезометрический метод подсчета запасов не сложен для использования и может использоваться на любом газодобывающем предприятии при наличии оперативных геолого-промысловых данных.
  • Анализ данных и выполненные графические построения позволяют однозначно выявлять основные стадии разработки в процессе эксплуатации скважин (формирование поля дренирования, эксплуатация при газовом режиме эксплуатации, начало активного проявления упруго-водонапорного режима).
  • Вычисленная величина объема начальных запасов газа пьезометрическим методом составила 606,89 млрд м3. Полученный результат сопоставим с оценкой запасов, выполненной объемным методом и утвержденной в ГКЗ по сеноманской залежи. Расхождение составляет не более 6%. В выполненных ранее работах [2, 4], также подтверждается высокая сходимость результатов оценок по другим месторождениям ЯНАО.
  • После уточнения и адаптирования геологической модели в работе [3] разница в оценках запасов в сравнении с пьезометрическим методом составляет не более 1,5%.
  • Использование усредненных данных по дренируемым зонам при подсчете пьезометрическим методом по Южно-Русскому месторождению создает ошибку (не более 2%), допустимую для применения в геолого-промысловой практике.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Умрихин И. Д., Федорцов В. К., Ахияров В. Х. и др. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Тюмень-Тверь, ЗапСибБурНИПи и ВНИИГИК, 1991.
  2. Федорцов В. К., Чикирев Ф. А. Особенности процесса разработки залежи газа в режиме естественного истощения. Тюменский научный журнал «Горные ведомости», Тюмень, 2006.
  3. Авторский надзор за выполнением проектных решений по разработке сеноманской и туронской газовых залежей Южно-Русского НГКМ по состоянию на 01.01.2021 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 2021 г.
  4. Федорцов В. К., Чикирев Ф. А. Подсчет запасов газа пьезометрическим методом с использованием параметров разработки по эксплуатационным зонам месторождения (УКПГ). Тюменский научный журнал «Горные ведомости», Тюмень, 2014.

Статья в формате pdf →

629380, ЯНАО,
село Красноселькуп,
ул. Ленина, д. 22
☎ +7 (3494) 24-81-06
sngp@sngp.com
www.severneftegazprom.com

Читайте также:

ВЫПУСК 4/2021



Читать онлайн