Приток газа и подошвенной воды к газовой скважине

 

Рисунок 1 — Схема одновременного притока газа и подошвенной воды к скважине

h_г, h_в —толщины газоносыщенной и водонасыщенной частей пласта; k_г, k_в —горизонтальная и вертикальная проницаемости

При наличии подошвенной воды в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин наступает время когда по различным причинам конус подошвенной воды прорывается в скважину и ее эксплуатация с одновременным отбором газа и воды становится необходимостью (рисунок 1). 

Так, например, при вскрытии пласта с подошвенной водой и превышении допустимой депрессии на пласт в процессе освоения и испытания скважин при одновременном вскрытия газо- и водоносного интервалов возникает необходимость одновременного отбора газа и воды. В некоторых случая одновременный отбор газа и воды обусловлен геологическими характеристиками месторождения. 

В частности, при малых толщинах пласта и низкой продуктивности залежи, когда при ограниченной депрессии на пласт производительность скважины незначительна и не обеспечивает устойчивого режима ее эксплуатации, требуется эксплуатация с притоком пластовой воды. Определение дебитов газа и подошвенной воды с учетом параметров пласта водо- и газоносной частях залежи и прогнозирование их на весь период разработки представляют большой практически интерес. 

Решение этой задачи в точной постановке сопряжено с большими математическими трудностями, так как физическая сущность задачи при ее математическом описании требует знания формы границы раздела, характер изменения фазовой проницаемости в обводненной зоне и др.

Как правило, при обводнении скважин с целью предотвращения дальнейшего роста притока воды снижаю депрессию на пласт. В целом при остановке скважины происходит оседание образовавшегося конуса подошвенной воды Однако после образования первого конуса воды периодические, остановки скважины не приводят к устойчиво безводной эксплуатации и, как правило, вторичный и последующие конусы образуются значительно быстрее, чем первый. По-видимому, это связано с поверхностными явлениями в газоносной области до обводнения и после него Эксплуатация обводненных скважин осложняется еще и тем, что работа ствола скважины при значительном количеств пластовой воды может отрицательно влиять на закономерное обводнение газоносной части пласта подошвенной водой.

Закономерности при одновременном притоке.

1.   Если вертикальная проницаемость k_в > 0 и толщина газонасыщенной части пласта в остановленной скважине находится в пределах 0<h_г <h (h— толщина пласта), то при любой депрессии па пласт и любом вскрыта существует приток газа к скважине.

2.  При k_в ⁼ 0 и вскрытии только газоносной части пласта притока воды не будет, а наоборот, при вскрытии только водоносной части пласта не будет притока газа.

3. Над поверхностью ВВ₁. имеет место двухфазное течение.

4. При полном вскрытии газонасыщенной части пласта приток воды к скважине начинается при любой депрессии на пласт.

5.   При неполном вскрытии газоносной части пласта начало притока воды в скважину соответствует депрессии превышающей гидростатическое давление столба воды от нижнего интервала вскрытия до поверхности ГВК.

6. С уменьшением толщины газонасыщенной части пласта и увеличением депрессии дебит воды увеличивается.

Одновременный приток газа и нефти к газовой скважине вскрывшей газонефтяной пласт

Создание депрессии на пласт при полном или частичном вскрытии только газонасыщенного или только нефтенасыщенного интервала, а также при одновременном вскрытии газо-нефтенасыщенного интервалов приводит деформации границы раздела фаз. Вследствие того, что наибольшая крутизна кривых распределения давления газа имеет место в призабойной зоне можно предположить, что основное изменение газонасыщенной толщины при прорыве нефтяного конуса происходит в призабойной зоне. За пределами призабойной зоны изменение толщины газонасыщенно части пласта весьма незначительно.

Максимальная высота подъёма h_н газонефтяного контакта (ГНК) имеет место у стенки скважины. Величин этого подъёма можно оценить без учета капиллярных сил по законам гидростатики

ΔP = Р_пл - Р_з = h_н g(p_н - р_г )/п ,         (2)

где Р_н, Р_г — плотности нефти и газа в пластовых условиях; п — коэффициент перевода высоты на МПа; Δp -депрессия на пласт.

Допускается, что конус нефти не перекроет газонасыщенный интервал у стенки скважины, если созданная депрессия не приведет к превышению высоты подъема ГНК h_н над начальной толщиной газоносной области п деформации границы ГНК h_го . Для этого нужно соблюдать условие                  ΔP<h_н g(p_н-P_г)/ n,           (3)

Рисунок 2 — Индикаторная линия для нефти, полученная при эксплуатации скважины, вскрывшей газоносный пласт с нефтяной оторочкой

Увеличение высоты подъема нефти при газодинамических исследованиях от режима к режиму приводит образованию выпуклости индикаторной кривой нефти, построенной в координатах ΔP-Qи (рисунок 8). По мер увеличения h_н дебит газа уменьшается (рисунок 2), а дебит нефти увеличивается. При этом нарушаются индикаторные зависимости нефти и газа. 

Если в скважине, вскрывшей газонефтяные пласты, от режима к режиму увеличивается тем роста дебита газа, то это означает увеличение поверхности притока газа к скважине за счет прорыва газа через  нефтеносную зону. Если это является следствием подтягивания конуса нефти к газоносной области, то происходи увеличение поверхности притока нефти. 

Естественно, что существуют и другие факторы, приводящие к увеличению темпа роста дебитов нефти и газа (очищение призабойной зоны, подключения новых пропластков и т.д.), но при совместном притоке нефти и газа увеличение дебита одного из них обязательно приводит к уменьшению дебита другого Поэтому на практике по характеру изменения дебитов нефти и газа на различных режимах можно определить, какая и фаз увеличивается за счет прорыва через зоны другой фазы.