Реферат: Природные режимы нефтегазоносных залежей

В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае и др.).

Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5—10% извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири)

10. Режимы работы газоносных пластов

В газоносных пластах обычно наблюдаются два основных режима:

1) газовый, или режим расширяющегося газа;

2) водонапорный режим (лучше газоводонапорный), когда движущей силой является не только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.

В процессе эксплуатации залежи распределение давлений в ней существенно отличается от распределения давлений в неф­тяной залежи. Это связано с тем, что воронка депрессии в га­зовых пластах более крутая, чем в нефтяных, и поэтому пласто­вое давление в них уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту.

Всякое изменение давления в скважине очень быстро распро­страняется на весь пласт. Это происходит вследствие очень ма­лой вязкости газа и часто из-за значительной проницаемости продуктивных горизонтов для газов газовых месторождений. По­этому при более или менее однородной физико-геологической характеристике газовой залежи пластовое давление в ней в про­цессе эксплуатации можно считать всюду одинаковым, за исклю­чением небольших зон, непосредственно примыкающих к забоям скважин. Однако указанное распределение давлений и равно­мерность снижения пластового давления зависят от степени ли-тологической однородности и фациальной изменчивости пород газовой залежи. Иногда встречаются продуктивные газоносные горизонты настолько литологически неоднородные, что по от­дельным их зонам следует отбирать различные количества газа в целях создания равномерного снижения давления по всей га­зовой залежи.

Газовый режим обычно наблюдается в залежах газа, приуроченных к линзам или к пластам, имеющим ограниченное распространение. Иногда в пониженной части таких коллекторов находится вода, которая является практически неподвижной и не влияет на режим работы газового пласта.

Водонапорный режим газовой залежи в свою очередь может быть собственно водонапорным, когда активные краевые воды продвигаются от области питания под действием силы тя­жести гидростатического столба жидкости, и упруго-водонапор­ным, когда краевые воды продвигаются под действием сил упру­гости жидкости и пород пласта.

Очевидно, для газовых месторождений условия образования водонапорного и упруго-водонапорного режимов те же, что и для нефтяных месторождений, т. е. необходимы хорошая проницае­мость пород пласта, активность контурных вод и наличие боль­ших масс жидкости (при упругом режиме).

Однако в условиях эксплуатации газовых и нефтяных место­рождений имеется существенное различие, влияющее на их ре­жимы. Дело в том, что вязкость газа примерно в 100 раз меньше вязкости воды, а это создает наилучшие условия для движения газа в пористой среде газовых месторождений. Нефть же, добы­ваемая из нефтяных месторождений, имеет вязкость, в большин­стве случаев значительно большую вязкости воды. Лишь иногда вязкость нефти в пластовых условиях бывает примерно равной вязкости воды. Поэтому условия отбора газа из газовых место­рождений и нефти из нефтяных месторождений различны.

Технология разработки и эксплуатации газовых месторожде­ний позволяет добывать газ значительно более высокими тем­пами по сравнению с темпами добычи нефти на нефтяных место­рождениях. Краевые- воды при данных темпах отбора газа из пластов газовых месторождений, как правило, не могут воспол­нить объемы извлекаемого из пласта газа настолько, чтобы обес­печить поддержание пластового давления. Поэтому водонапор­ные режимы газовых месторождений с полным восполнением краевой водой объемов извлекаемого из пласта газа на практике встречаются чрезвычайно редко и в большинстве случаев при разработке газовых месторождений даже при условии продви­жения контурной воды пластовое давление снижается.

Отношение объема воды, поступающей в эксплуатирующийся газовый пласт за определенное время, к объему газа (в пласто­вых условиях), отобранному из пласта за то же время, назы­вают коэффициентом возмещения. Если, например, из пласта со средним пластовым давлением 10 МПа в течение года отрабо­тано 100 млн. м³ газа (в пластовых условиях это составит при­близительно 1 млн. м³ ) и при этом в залежь поступило 50 тыс. м³ воды, то коэффициент возмещения составит 5 %.

Коэффициенты возмещения у большинства газовых место­рождений очень малы, и режимы их следует рассматривать при­ближающимися к газовому.

Однако коэффициент возмещения — величина непостоянная, меняющаяся во времени. Контурная вода продвигается под влиянием создаваемой в процессе эксплуатации разности давле­ний на контуре газовой залежи и на контуре питания водонос­ного пласта. В первый период разработки и эксплуатации за­лежи скорость продвижения контурных вод незначительная, так как разность давлений на контуре залежи и на контуре пита­ния водоносного пласта мала. Но по мере эксплуатации залежи пластовое давление будет значительно падать, следовательно, увеличатся разность давлений и соответственно поступление воды в залежь. Следовательно, коэффициенты возмещения также возрастут. На конечной стадии разработки месторожде­ния пластовое давление значительно снизится и при некотором падении добычи газа, происходящем обычно в этот период, ко­эффициент возмещения может существенно возрасти и достиг­нуть величины, достаточной для возмещения всего отбираемого в этот период из пласта количества газа.

Режим газовой залежи и коэффициент возмещения можно определить непосредственным наблюдением за продвижением воды по скважине, а также расчетным путем. Однако из-за зна­чительных расстояний между скважинами, достигающих 1,5— 2 км, и недостаточно совершенных методов отбивки положения контакта газ—вода в скважинах определение скорости продви­жения краевой воды в газовых месторождениях путем наблю­дения весьма затруднительно.

Изменение в процессе эксплуатации залежи объема порового пространства, занимаемого газом, легче определять по соотно­шению между объемом извлекаемого газа и падением среднего пластового давления в залежи.

При газовом режиме количество газа, извлекаемого из пла­ста при снижении среднего пластового давления на ОД МПа, для различных интервалов времени является величиной посто­янной. Для водонапорного режима эта величина для различных интервалов времени неодинакова и возрастает в ходе эксплуа­тации.

11. Изучение природных режимов залежей .

В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных залежей преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на пласт. Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко времени составления первого проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи.

Изучение водонапорной системы предусматривает выяснение региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, элизионная) и ее размеров, положения областей питания и стока, расположения залежи в водонапорной системе относительно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.).

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении режима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных (пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нуж?