CC BY
8
УДК 622.691.24
Энергетические режимы эксплуатации газовых залежей подземных хранилищ газа и особенности их определения
АА Михайловский
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 E-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
режим разработки месторождения, режим
эксплуатации газовой залежи ПХГ,
движущие силы в пласте, газовый режим, водонапорный режим,
аккумулируемые и дренируемые объемы газа, метод подъема-падения пластового давления.
Тезисы. Энергетический режим циклической эксплуатации искусственной газовой залежи обусловливает основные технологические и технико-экономические показатели подземного хранилища газа (ПХГ). Поэтому определение и учет особенностей энергетического режима эксплуатации газовой залежи являются одними из основных задач при проектировании, анализе, контроле и регулировании создания и эксплуатации ПХГ. Имеются многочисленные исследования в области приближенного прогноза и определения по фактическим данным режимов разработки газовых залежей месторождений. Однако предложенные в этих работах методы не позволяют в полной мере учесть важные особенности проявления режимов циклической эксплуатации искусственных газовых залежей ПХГ, связанные с циклическим характером эксплуатации и высокой динамикой закачки и отбора газа.
В статье рассмотрены основные энергетические режимы эксплуатации искусственной газовой залежи ПХГ - газовый и водонапорный. Описаны факторы интенсивности проявления водонапорного режима, к которым относятся собственные геолого-гидродинамические условия пласта, а также внешние воздействия - темпы закачки и отбора газа. Рассмотрено изменение движущих сил в пласте в течение отдельных периодов закачки и отбора газа. Приведены основные показатели динамического состояния искусственной газовой залежи ПХГ. Перечислены особенности зависимости приведенного средневзвешенного по газонасыщенному поровому объему пластового давления от нарастающих объемов закачки и отбора в соответствующих периодах или текущего по балансу объема газа в пласте в условиях проявления газового и водонапорного режимов. Показано, что ошибка определения аккумулируемых либо дренируемых объемов газа традиционным методом падения давления без учета характерных особенностей циклической эксплуатации ПХГ может достигать нескольких десятков процентов.
В энергетическом аспекте под режимом эксплуатации искусственной газовой залежи (ИГЗ) подземного хранилища газа (ПХГ), созданной в газовой залежи истощенного месторождения или ловушке водоносного пласта, понимается характер проявления естественных и искусственных форм энергии в виде движущих сил в пласте. Движущие силы в пласте определяют поступление газа из скважин в пласт при закачках и из пласта в скважины при его отборах. Аналогично разработке месторождений [1-5] на ПХГ выделяют два энергетических режима эксплуатации ИГЗ при закачках и отборах природного газа - газовый и водонапорный.
Основные движущие силы в пласте при эксплуатации ИГЗ ПХГ
При газовом режиме ИГЗ ПХГ движущей силой газовых потоков в пласте является только энергия (давление) искусственно сжимаемых объемов при закачках и естественно сжатых остаточных запасов газа (во многих случаях сжимаемость породы пласта и связанной остаточной воды пренебрежимо мала по сравнению со сжимаемостью газа и поэтому не оказывает сколько-нибудь заметного влияния на режим). В условиях газового режима ИГЗ ПХГ нагнетаемый в скважины газ поступает в пласт за счет сжатия находящегося в пласте газа, а отбираемый газ доставляется в скважины из пласта благодаря накопленному упругому запасу энергии и расширению сжатого газа. Газовый режим ИГЗ ПХГ кратко можно охарактеризовать как режим сжимаемого при закачках и расширяющегося при отборах газа в пласте при постоянном газонасыщенном поровом объеме залежи.
При проявлении водонапорного режима эксплуатации ИГЗ ПХГ наряду с энергией сжатого газа дополнительной движущей силой в пласте выступает напор оттесняемых и вторгающихся в газовую залежь краевых вод. При водонапорном режиме эксплуатации ИГЗ ПХГ поступление закачиваемого газа из скважин в пласт определяется как сжатием и накоплением упругого запаса сжимаемого газа, находящегося в пласте, так и оттеснением пластовых вод, а поступление газа из пласта в скважины обеспечивается как упругим запасом сжатого газа, так и вытеснением отбираемого газа вторгающимися в залежь пластовыми водами. Водонапорный режим циклической эксплуатации ИГЗ ПХГ характеризуется знакопеременными колебательными изменениями газонасыщенного порового объема газовой залежи.
Факторы интенсивности проявления водонапорного режима
Интенсивность проявления водонапорного режима эксплуатации ИГЗ ПХГ, связанная с темпами оттеснения-вторжения пластовых вод, обусловливается как собственными геолого-гидродинамическими условиями пласта, так и внешними воздействиями - темпами закачки и отбора газа при реализации той или иной системы его закачки и отбора (системы размещения эксплуатационных скважин) и текущими объемами газа в залежи. Высокие коллек-торские свойства пластов способствуют повышенной интенсивности проявления водонапорного режима.
Характер и интенсивность проявления водонапорного режима зависят от размеров водоносного пласта и условий на его внешней границе. Если пласт характеризуется как ограниченный замкнутый, оттеснение и вторжение пластовых вод в залежь обусловливается только упругим запасом энергии водоносного пласта, а режим газовой залежи проявляется как «упруго водонапорный». В случае ограниченного с контуром питания или бесконечного водоносного пласта активность пластовых вод наряду с их упругим запасом определяются также напором на внешней границе пласта.
При низких темпах закачки-отбора газа и высокой подвижности пластовых вод изменения давления в залежи могут быть незначительными. В таких случаях режим эксплуатации приближается к так называемому жесткому водонапорному режиму, а энергетический
баланс в залежи обеспечивается в основном за счет проявления энергии в виде напора оттесняемых-вторгающихся пластовых вод. Наоборот, при высоких темпах закачки-отбора газа и низкой подвижности пластовых вод режим газовой залежи приближается к газовому.
Анализ эксплуатации ПХГ в условиях проявления водонапорного режима показал, что при значительно более высокой по сравнению с разработкой месторождений динамике объемов газа в ИГЗ (за один сезон продолжительностью 150 сут в ИГЗ закачиваются или отбираются до 60.. .70 % от общего объема газа, тогда как темпы разработки обычно составляют несколько процентов в год от начальных запасов) здесь могут происходить существенные изменения соотношения движущих сил в пласте в течение отдельных периодов закачки и отбора газа. Так, в заключительный период отбора и в начальный период закачки, когда темпы отбора-закачки газа низкие и в залежи находятся сравнительно небольшие объемы газа при пониженных пластовых давлениях, основной движущей силой может выступать напор пластовых вод. В основной и заключительный периоды закачки, а также в начальный и основной периоды отбора, в течение которых поддерживаются высокие темпы закачки-отбора газа при повышенных объемах газа и пластовых давлениях в залежи, в качестве доминирующих движущих сил в пласте могут проявляться сжимаемость и упругий запас газа.
Основные показатели динамического состояния ИГЗ ПХГ
Проявление того или иного режима определяет динамическое состояние ИГЗ ПХГ. К числу основных показателей динамического состояния ИГЗ ПХГ относятся текущие аккумулируемые при закачках и дренируемые при отборах объемы газа и газонасыщенный поровый объем залежи, средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластовое давление, совокупный объем оттесненной-вторгшейся пластовой воды.
Важнейшей характеристикой динамического состояния газовой залежи ПХГ является зависимость приведенного (с учетом коэффициента сжимаемости газа) средневзвешенного по газонасыщенному поровому объему пластового давления от нарастающих объемов закачки-отбора в соответствующих периодах
или текущего по балансу объема газа в пласте. При газовом режиме указанная зависимость в случае отсутствия пластовых потерь газа носит линейный характер и одинакова для периодов закачки и отбора газа. Методом подъема-падения давления путем экстраполяции этой прямой до оси абсцисс по отрезку, отсекаемому на этой оси точкой пересечения прямой с осью, можно определить аккумулируемые при закачках и дренируемые при отборах объемы газа в залежи.
На практике часто вместо средневзвешенного пластового давления в ИГЗ фактически используется среднее давление в зоне расположения эксплуатационных скважин. При циклической эксплуатации ПХГ в результате запаздывающих перетоков газа между зоной скважин и периферийной зоной происходит отклонение рассматриваемой зависимости от линейной, она приобретает вид годографа в зависимости от объема газа в пласте, а режим газовой залежи может ошибочно приниматься как водонапорный. В таких случаях не учитываются общие репрессионные и депрессионные воронки давления в залежи, а получаемые оценки аккумулируемого-дренируемого объема газа соответствуют не всей залежи, а только ее части в зоне расположения эксплуатационных скважин.
В условиях проявления водонапорного режима зависимость приведенного средневзвешенного по газонасыщенному поровому объему пластового давления от нарастающих объемов закачки-отбора в соответствующих периодах или текущего по балансу объема газа в пласте может также отклоняться от линейной. Вторжение пластовых вод приводит к замедлению темпа падения средневзвешенного пластового давления в залежи, а их оттеснение - к ускорению по сравнению с газовым режимом. В заключительные периоды отбора газа может происходить падение этого давления ниже линии газового режима. Такое снижение давления происходит вследствие защемления значительных объемов газа в обводняемой области и сокращения объемов газа в необвод-ненной области залежи.
В некоторых случаях проявления водонапорного режима фактические данные зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления в залежи от нарастающих объемов закачки-отбора при определенном сочетании активности пластовых
вод и изменения темпов закачки-отбора газа с небольшими отклонениями могут быть аппроксимированы, как и при газовом режиме, линейными зависимостями.
Поэтому линейность зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления в залежи от нарастающих объемов закачки-отбора является необходимым, но не достаточным условием газового режима. На проявление водонапорного режима указывают промысловые данные геофизических исследований скважин об общем продвижении газоводяного контакта, обводнении эксплуатационных скважин, изменении давлений в законтурных пьезометрических скважинах и химическом составе попутно извлекаемой пластовой воды.
Результаты исследования
При циклической эксплуатации ПХГ в условиях проявления водонапорного режима главная особенность периодического колебательного изменения газонасыщенного порового объема заключается в его отставании по времени - «сдвиге по фазе» - от периодического изменения средневзвешенного давления и объема газа в залежи [6, 7]. Это проявляется в том, что после окончания отбора продолжается вторжение в залежь пластовой воды и газонасыщенный поровый объем газовой залежи сокращается. Вторжение воды и сокращение по-рового объема могут происходить в течение нескольких недель и охватывать весенний нейтральный период и начало закачки газа до некоторого момента времени /0зак (назовем его сдвигом по фазе с начала закачки), когда расход вторгающейся воды обнуляется и меняет знак на противоположный, а газовая залежь начинает расширяться. После окончания закачки, наоборот, продолжается оттеснение пластовых вод. Газовая залежь расширяется в течение осеннего нейтрального периода и в начале отбора до некоторого момента времени /0от6 (это сдвиг по фазе с начала отбора), когда расход оттесняемой воды обнуляется и меняет знак на противоположный, а газовая залежь начинает сужаться.
Особенность определения аккумулируемых-дренируемых объемов газа методом подъема-падения средневзвешенного пластового давления в газовой залежи ПХГ при водонапорном режиме по данным закачки и отбора в отличие от разработки месторождений заключается в необходимости первоначального
го
О)
го о го
3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5600
Объем газа в пласте, млн м3
Годограф зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления в залежи от объема газа в пласте
определения точки отсчета. На месторождениях в качестве такой точки принимается начало разработки с начальным пластовым давлением. В процессе циклической эксплуатации ПХГ точкам отсчета соответствуют моменты времени /0зак и /0от6, в которых состояние системы «залежь - водоносный пласт» приближается к квазиустановившемуся, расход оттесняемой-вторгающейся пластовой воды в залежь становится равным нулю, а газонасыщенный поровый объем газовой залежи достигает соответственно минимального и максимального значений. В ближайшей окрестности точки /0отб в энергетическом балансе залежи составляющая напора пластовых вод пренебрежимо мала, а доминирующей движущей силой в пласте является упругий запас сжатого газа. В ближайшей окрестности точки /0зак, наоборот, основную роль в энергетическом балансе играет напор пластовых вод, а упругий запас сжатого газа имеет подчиненное значение.
Аккумулируемые-дренируемые объемы газа могут определяться аналитически, например методом наименьших квадратов, или графически путем проведения касательной к графикам зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления в залежи от нарастающих объемов закачки-отбора или объема газа в пласте в моменты времени /0зак и ¿0отб, которым соответствуют значения средневзвешенных давлений Р(/0зак), Р(¿0от6) и объемов газа
бзак^^Озак^' ботб^Оотб^.
На рисунке показана графическая оценка дренируемых объемов газа в периоды отборов 12/13 годов и 15/16 годов в порядке отсчета лет с начала циклической эксплуатации одного из ПХГ в водоносном пласте. На начало периода отбора 12/13 годов общий объем газа в пласте составлял 5500 млн м3, средневзвешенное пластовое давление в залежи -11 МПа, на начало периода отбора 15/16 годов - 5100 млн м3 и 10,5 МПа соответственно.
Расчеты показывают, что момент времени /0отб наступает через 12 сут после начала периода отбора газа 12/13 годов и через 15 сут после начала периода отбора 15/16 годов. Этому моменту времени в отборе 12/13 годов соответствует точка на рисунке с координатами (5400; 9,8), а в отборе 15/16 годов - точка с координатами (5000; 9,2). Дренируемый объем газа в пласте (Кдр) определяется как разность между общим объемом газа в пласте на начало отбора и объемом газа, который отбивается на оси абсцисс касательной, проведенной через точку с указанными координатами. На рисунке проведенные через эти точки касательные показаны синими пунктирными линиями. Красными пунктирными линиями показаны касательные, проведенные через точки начала периодов отбора, для определения дренируемых объемов газа традиционным методом падения давления.
Ошибка определения аккумулируемых-дренируемых объемов газа на ПХГ традиционным методом падения давления без учета указанных особенностей может достигать нескольких десятков процентов. На рисунке видно, что V с учетом особенностей циклической эксплуатации ИГЗ рассматриваемого ПХГ оценивается в 1400 млн м3. При этом традиционным методом его оценили всего в 500 млн м3. Очевидно, что традиционная оценка некорректна, так как она значительно меньше количества отбираемого за сезон газа (Котб), а именно 900 млн м3.
***
Таким образом, для достоверного определения энергетического режима эксплуатации и динамического состояния ИГЗ ПХГ необходимо учитывать характерные особенности проявления газового и водонапорного режимов, связанные с циклическим характером эксплуатации ИГЗ и высокой динамикой закачки и отбора газа в конкретных геолого-гидродинамических условиях пласта.
Список литературы
1. Закиров С.Н. Разработка газовых,
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. - 626 с.
2. Зотов Г.А. Геотехнологические основы использования газодинамических методов оценки дренируемых запасов газа / Г.А. Зотов. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. - 54 с.
3. Колбиков С.В. Метод подсчета запасов по падению пластового давления / С.В. Колбиков // Газовая промышленность. - 1999. - № 1. - С. 18-22.
4. Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт
и подземное хранение газа / Ю.П. Коротаев, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1984. - 487 с.
5. Панфилов М.Б. Количественный критерий интенсивности проявления водонапорного режима в газовой залежи / М.Б. Панфилов // Газовая промышленность. - 1998. - № 1. -С. 28-30.
6. Бузинов С.Н. Исследование нефтяных
и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. - М.: Недра, 1984. - 269 с.
7. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах / Е.В. Левыкин. - М.: Недра, 1973. -208 с.
Energy regimes of gas reservoirs operation at underground gas storages and specifics of their identification
A.A. Mikhaylovskiy
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Energy modes of cyclic operation of an artificial gas deposit specify the main process and performance indicators of underground gas storing. For this reason, determination and consideration of the energy modes specifics while operating a gas deposit are the major tasks during designing, analysis, control and operation of an underground gas storage (UGS). There are many studies related with either coarse forecasting of the development regimes for gas reservoirs of the hydrocarbon fields or their evaluating according to the factual data. Therefore, the suggested methods do not enable total consideration of the specifics immanent to the UGS's artificial deposits and related with the cyclic nature of operation and the high dynamics of gas flooding and extraction.
This article highlights the main energy operational regimes common for the artificial gas deposits of the UGSs, namely the gas dive and the water drive. Author describes the agents of the water drive intensity including the own geological-hydrodynamic conditions of a layer, as well as the external exposure such as the tempos of gas flooding and extraction. He examines fluctuations of the driving forces in a layer during the separate seasons of gas flooding and extraction, and lists the basic indicators of a UGS's reservoir dynamic status.
A dependency between the reduced average-weighted reservoir pressure and the gas flow in different operational seasons in conditions of the gas and water drives is studied. It is shown that a depressurization method traditionally used for calculating the accumulated or the discharged gas amounts ignoring the cyclic pattern of UGS operation can give an error of tens of percent.
Keywords: regime of field development, regime of UGS gas reservoir operation, driving forces in a layer, gas drive, water drive, accumulated and drainage gas volumes, method of reservoir pressure ups-and-downs.
References
1. ZAKIROV, S.N. Development of gas, gas-condensate and oil-gas-condensate fields [Razrabotka gazovykh, gazokondensatnykh i neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: Struna, 1998. (Russ.).
2. ZOTOV, G.A. Geotechnological background to apply gas-dynamic methods for assessment of gas reserves [Geotekhnologicheskiye osnovy ispolzovaniya gazodinamicheskikh metodov otsenki dreniruyemykh zapasov gaza]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000. (Russ.).
3. KOLBIKOV, S.V. Method of reserves calculation according to reservoir pressure losses [Metod podscheta zapasov po padeniyu plastovogo davleniya]. Gazovaya Promyshhlennost, 1999, no. 1, pp. 18-22, ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. KOROTAYEV, Yu.P., A.I. SHIRKOVSKIY. Production, transport and underground storage of gas [Dobycha, transport i podzemnoye khraneniye gaza]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
5. PANFILOV, M.B. Quantitative criterion of water seepage intensity in a gas deposit [Kolichestvennyy kriteriy intensivnosti proyavleniya vodonapornogo rezhima v gazovoy zalezhi]. Gazovaya Promyshhlennost, 1998, no. 1, pp. 28-30, ISSN 0016-5581. (Russ.).
6. BUZINOV, S.N., I.D. UMRIKHIN. Surveying oil and gas wells and layers [Issledovaniye neftyanykh i gazovykh skvazhin i plastov]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
7. LEVYKIN, Ye.V. Process design of gas storage in water-bearing layers [Tekhnologicheskoye proyektirovaniye khraneniya gaza v vodonosnykh plastakh]. Moscow: Nedra, 1973. (Russ.).
