Основные периоды разработки газовых месторождений. Режимы работы газовых месторождений

При разработке газовых месторождений обычно условно различают три периода – нарастающей, постоянной и падающей добычи.

Первый период частично связан с осуществлением опытно-промышленной разработки, с развертыванием строительных работ, с интенсивным бурением скважин. Он продолжается обычно 3-5 лет.

Второй период относится в основном к этапу промышленной разработки – поддержание запланированного постоянного отбора газа. Этот период продолжается 10-15 лет.

Третий период характеризуется истощением пластовой энергии залежи, при котором добыча газа в прежнем объеме оказывается технологически затруднительной и экономически нецелесообразной. Это заключительный период разработки залежи. Продолжительность его может быть оценена 20-30 годами и больше. На заключительном этапе этого периода газ из месторождения подается главным образом местным потребителям.

На практике наблюдаются отклонения в очередности периодов и принятых сроках их осуществления, например, после первого периода наступает третий практически без второго периода. Возможны и другие варианты.

Для газовых месторождений существуют два принципиально различных режима разработки газовых месторождений:

Газовый.

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ в пласте. При этом газонасыщенный объем порового пространства залежи остается постоянным, т.е. контурные или подошвенные воды в залежь не внедряются.

Водонапорный.

При водонапорном режиме в газовую залежь активно поступает контурная или подошвенная вода. Это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забоям скважин обуславливается как энергией давления сжатого газа, так и напором внедряющейся в пласт воды. Внедрение воды приводит к замедлению темпа падения Р_пл. Может сначала давление падать при газовом режиме, а потом может начать проявлять себя внедряющаяся в пласт вода.

2.1. Жестководонапорный (как вид ВНР).

Основной признак режима – значительное падение давления в начальный период экспл. скв.

1 – газовый режим (Q = const)

2 – ВНР (Q≠const, P/z≠const)

3 – ЖВНР (P/z=const)

Уравнение мат. баланса газовой залежи (ГЗ) при газовом (ГР) и водонапорном режиме (ВНР).

УМБ прим-ся: для оценки ПР по методу средней скважины, при оценке запасов газа методом падения пластового давления, а диф. уравнение истощения ГЗ (ДУИГЗ) при оценке в период падающей добычи.

1. УМБ при ГР: М_нач = М_доб(t) + М_ост(t);

(1)М_ост (t) = М_нач – М_доб(t); r = r_ст×Р×z_ст×Т_ст/(z×Р_ст×Т);

– средневзвешенный по начальному поровому объёму залежи к-т газонасыщенности пласта. , a – к-т газонасыщенности элементарного порового объёма, W_н – начальный поровый объём.

, a×W – ГОППЗ, .

r_{ст г} = r_ст . Из (1):

–УМБ при ГР.

(P×V)/(z×T) = m×R = const.

; – УМБ.

ДУИГЗ: ;