В учебном пособии рассмотрены вопросы проектирования разработки газовых и газоконденсатних месторождений приближенными и численными методами. Методики изложены с учетом действующего в настоящее время регламента ОАО "Газпром". В учебном пособии изложена сущность каждого раздела, предусмотренного регламентом, методические основы и характер изменения во времени основных показателей разработки газовых и газоконденсатних месторождений. Учебное пособие предназначено для молодых специалистов НИИ и газодобывающих предприятий, магистрантов и студентов, обучающихся по специальности "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". СОДЕРЖАНИЕ Предисловие 13 ГЛАВА 1 Общие сведения о месторождении 1.1. География района расположения месторождения 15 1.2. Краткая характеристика газонефтеносного района, сведения о наличии газовых и нефтяных месторождений. Перспективы нефтегазо-носности 16 1.3. Газонефтепроводная сеть. Расстояние до существующих нефтегазопроводов 17 1.4. Возможные потребители газа 17 ГЛАВА2 Исходные геолого-промысловые данные, необходимые при проектировании разработки месторождения 2.1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности и разведке месторождения с учетом количества пробуренных скважин и их технической характеристики 19 2.2. Краткая стратиграфия с указанием выявленных и перспективных продуктивных горизонтов 20 2.3. Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку 22 2.4. Условия и сроки проводки скважин и геолого-техническое состояние разведочных скважин 23 2.5. Результаты опробования и исследования скважин, данные о притоке флюидов и устойчивости призабойных зон 24 2.6. Краткая физико-литологическая характеристика продуктивных горизонтов 25 2.6.1. Данные о пористости продуктивного разреза 26 2.6.2. Данные о проницаемости продуктивного разреза 27 2.6.3. Данные о газоводонасыщенности продуктивного разреза 30 2.6.4. Общие и эффективные толщины газоводонасыщенных пластов 31 2.7. Пластовое давление и температура 32 2.8. Составы газа и конденсата с указанием содержания сопутствующих компонентов (сероводорода, гелия и т.д 33 2.9. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи 34 2.10. Тип месторождения 35 2.11. Система разработки месторождения 37 2.12. Рекомендации по доразведке месторождения 39 2.13. Методы подсчета и прогноз извлекаемых запасов 40 2.13.1. Определение запасов газа объемным методом 42 2.13.2. Уравнение материального баланса и его использование при определении извлекаемых запасов газа 45 2.13.3. Приближенный учет продвижения воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи 48 2.13.4. Метод использования геолого-математических моделей для подсчета извлекаемых запасов газа 54 2.13.5. Теоретические основы метода использования геолого-математического моделирования залежи для подсчета запасов газа 55 2.13.6. Требования к исходным данным для подсчета запасов газа различными методами 56 2.13.7. Технология подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей залежей массивного и пластового типов 60 2.13.8. Категорийность запасов газа, применяемая при различных методах подсчета, и ее приемлемость при использовании геолого-математических моделей месторождений 74 ГЛАВА 3 Использование результатов исследования скважин при проектировании разработки месторождений 3.1. Исходные данные, получаемые при газогидродинамических исследованиях скважин 77 3.2. Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 78 3.2.1. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления при различных режимах работы скважин 82 3.2.2. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой зоны и свойств газа от давления в процессе разработки залежи 84 3.3. Исследование горизонтальных скважин методом установившихся отборов для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 86 3.4. Исследование горизонтальных скважин, вскрывших нефтяную оторочку газонефтяных месторождений 89 3.5. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации 93 3.5.1. Определение параметров пласта по КВД 94 3.5.2. Оценка тектонических особенностей залежи в зоне влияния исследуемой скважины 101 3.5.4. Использование кривых стабилизации давления и дебита для определения параметров пласта и коэффициентов а и Ь 104 ГЛАВА 4 Исходные данные, связанные с газоконденсатной характеристикой, и способы их получения 4.1. Исходные данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые промысловыми исследованиями 109 4.2. Получение исходных данных о газоконденсатной характеристике залежи лабораторными исследованиями пластового газа 112 4.3. Приближенные методы определения газоконденсатной характеристики залежи 120 4.4. Приближенные аналитические методы оценки газоконденсатной характеристики залежи 123 ГЛАВА 5 Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатних скважин 5.1. Выбор технологического режима эксплуатации скважин и контроль за режимом 128 5.2. Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров 130 5.3. Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок 133 5.3.1. Приближенное определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости 133 5.3.2. Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки 134 5.3.3. Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин 136 5.3.4. Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины 137 5.4. Температурный технологический режим работы вертикальных скважин 138 5.5. Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой 140 5.5.1. Определение безводного режима работы вертикальных скважин 140 5.5.2. Влияние параметра анизотропии пласта на безводный дебит скважины 143 5.5.3. Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе раз работки газовых месторождений при определении безводного дебита 143 5.6. Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов 146 5.7. Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин 151 5.7.1. Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи .153 5.7.2. Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты с подошвенной водой 154 5.7.3. Определение температурного режима работы горизонтальных скважин 157 5.7.3.1. Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в окружающей ствол среде 157 5.7.3.2. Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с большим и со средним радиусом кривизны 158 5.7.3.3. Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны 162 5.7.3.4. Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин со средним и большим радиусами кривизны при наличии зоны многолетне-мерзлых пород только в вертикальном участке ствола 163 5.7.3.5. Определение температурного режима работы горизон тальной скважины с малым радиусом кривизны при нали чии мерзлоты на вертикальном участке ствола 166 5.7.3.6. Определение температурного технологического режима работы горизонтальных скважин со средним и большим радиусом кривизны при наличии зоны многолетней мерз лоты на искривленном и вертикальном участках ствола 166 5.8. Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин 168 5.9. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки 170 ГЛАВА 6 Прогнозирование основных показателей разработки газовых и газокон- денсатных месторождений приближенным методом 6.1.1. Допущение, принятое по величине пластового давления при проектировании, и его влияние на достоверность прогнозируе мых показателей разработки 179 6.1.2. Допущение, принятое по величине коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и bср 180 6.1.3. Допущение, принятое по величине забойного давления 182 6.1.4. Допущение, принятое по величине температуры газа 183 6.2. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатних месторождений при газовом режиме и естественном истощении 184 6.3. Обоснование годового отбора газа Qгод(t) из месторождения 197 6.4. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатних месторождений при газовом режиме в период падающей добычи газа 204 6.5. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при упругово-донапорном режиме залежи в периоды нарастающей и постоянной добычи газа 207 6.5.1. Определение Qв(t) при круговой форме залежи 209 6.5.2. Определение Qв(t) при полосообразной форме залежи 214 6.6. Приближенное определение основных показателей разработки газовых месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в период падающей добычи газа 216 6.7. Использование "средней" скважины при приближенном методе прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений 220 6.7.1. Вертикальные скважины 220 6.7.2. Горизонтальные скважины 224 ГЛАВА 7 Технологические основы моделирования месторождений нефти и газа 7.1. Общие положения 235 7.2. О необходимости разработки "Регламента по созданию постоянно действующих геолого-математических моделей для проектирования газовых и газоконденсатных месторождений 241 7.3. Обоснование и выбор исходных данных для создания "Банка данных" и моделирования месторождения 242 7.4. Выбор объектов моделирования, обоснование типа модели 243 7.5. Обоснование и выбор глубины поверхностей контактов 244 7.6. Обоснование плотности гидродинамических сеток и их размерности . 246 7.7. Обоснование физико-химических свойств пластовых флюидов 248 7.8. Получение модифицированных зависимостей фазовых проницаемо-стей и их связь с капиллярными силами 248 7.9. Подсчет запасов путем геолого-математического моделирования газовых и газоконденсатных месторождений 249 7.10. Промысловая информация и ее использование при моделировании.. 252 7.11. Теоретические основы создания геолого-математических моделей месторождения или его фрагментов 253 7.12. Задание начальных и граничных условий. Моделирование водонапорной системы 260 7.13. Адаптация фильтрационных и емкостных свойств пласта и водоносного бассейна к реальным данным скважин и месторождения 260 7.14. Уточнение гидравлических сопротивлений скважин, систем сбора и внутрипромыслового транспорта газа 262 7.15. Техническое задание на составление геолого-математической модели месторождения 264 7.16. Общий перечень исходной информации, необходимой для моделирования фрагментов газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений 266 ГЛАВА 8 Вскрытие, размещение скважин и обоснование их конструкции 8.1. Вскрытие пласта вертикальными скважинами 270 8.2. Несовершенство вскрытия пласта и его влияние на продуктивность вертикальных скважин 272 8.3. Вскрытие продуктивного разреза горизонтальным стволом 276 8.4. Вскрытие многослойных неоднородных залежей горизонтальными скважинами 285 8.5. Выбор конструкции скважин 285 8.5.1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны 287 8.5.2. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб 289 8.6. Размещение скважин 296 8.6.1. Размещение газовых скважин 296 8.6.2. Выбор расстояния между скважинами 300 8.7. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области 302 8.8. Размещение горизонтальных газовых скважин 303 8.9. Размещение наблюдательных и пьезометрических скважин 304 8.10. Система разработки месторождения 306 ГЛАВА 9 Основные положения системы сбора и подготовки газа на промысле 9.1. Общие положения 309 9.2. Выбор схемы сбора и подготовки скважинных продукций 311 9.3. Основные способы подготовки газа, газоконденсатной смеси и нефти на газовых и газонефтяных месторождениях 312 9.3.1. Условия выбора низкотемпературной сепарации 313 9.3.2. Определение основных параметров теплообменника 317 9.3.3. Условия выбора абсорбционного способа подготовки газа 321 9.3.4. Регенерация гликолей при абсорбционном способе подготовки газа 326 9.3.5. Условия выбора адсорбционного способа подготовки газа 328 9.3.6. Заводская подготовка газа 331 ГЛАВА 10 Анализ показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений 10.1. Общие положения 336 10.2. Анализ показателей разработки месторождения, прогнозированных приближенным методом проектирования 338 10.3. Анализ результатов, полученных после проектирования по геологическому строению залежи 340 10.4. Анализ составов и свойств газа, конденсата и нефти при наличии оторочки 342 10.5. Анализ гидрогеологической характеристики водоносного бассейна . .344 10.6. Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа и конденсата 345 10.7. Анализ результатов стандартных и специальных исследований скважин для уточнения коэффициентов фильтрационного сопро тивления, параметров пласта и технологического режима эксплуа тации 349 10.7.1. Анализ результатов исследований, проведенных для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления 349 10.7.2. Анализ результатов исследования для обоснования режимов эксплуатации скважин 353 10.8. Анализ текущего состояния фонда скважин, числа и срока их ввода в эксплуатацию, конструкции 355 10.9. Анализ изменения пластового давления 358 10.10. Анализ годовых отборов из месторождения 369 10.11. Анализ состояния обводнения месторождения 371 10.12. Анализ состояния системы сбора и подготовки газа 373 10.13. Анализ показателей разработки при использовании численных методов прогнозирования 381 10.14. Анализ состояния фонда скважин 384 ГЛАВА 11 Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений 11.1. Периодичность контроля за показателями разработки месторожде ний 387 11.2. Осуществление оперативного контроля за разработкой месторождений 392 11.3. Использование промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой 394 11.4. Газогидродинамические методы контроля за разработкой залежи 396 11.5. Использование данных эксплуатации месторождении для контроля за его разработкой 397 ГЛАВА 12 Основные положения проектов разработки по охране недр и окружающей среды 12.1. Общие положения 399 12.2. Основные источники выбросов веществ, загрязняющих атмосферу, по объектам 405 12.3. Основные источники загрязнения поверхностных и подземных вод . 407 12.4. Основные причины нарушения земельного покрова и рекомендации по рекультивации таких земель 409 12.5. Основные причины нарушения естественного состояния растительного мира и рекомендации по его сохранению 410 12.6. Основные причины нанесения ущерба животному миру и рекомендации по их устранению 410 12.7. Обеспечение сохранности геологической среды 411 ГЛАВА 13 Технико-экономические показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений 13.1. Оценка экономической эффективности освоения газовых и газоконденсатных месторождений 415 13.2. Выбор основного варианта разработки, рекомендуемого для реализации 417 13.3. Методические основы определения экономических показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений 419 13.4. Определение экономических показателей разработки газонефтяно го месторождения при наличии в составе газа, конденсата и гелия .... 430 Список использованной литературы 433