Природные режимы нефтегазоносных залежей

ВВЕДЕНИЕ



Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. 

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: 

напор контурной воды под действием ее массы; 

напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; 

давление газа газовой шапки; 

упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; 

сила тяжести нефти. 

При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: 

водонапорный, 

упруговодонапорный, 

газонапорный (режим газовой шапки), 

растворенного газа, 

гравитационный.



В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи - темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.





Рис. 7  Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме:

а – изменение объема залежи в процессе; б – динамика основных показателей разработки. 1- интервалы перфорации; 2-нефть; 3-вода; 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк – конечное; давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.

























2. Водонапорный режим



При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис.7).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях: больших размерах законтурной области; небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 7):

- тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

- практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора; достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8—10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85—90% извлекаемых запасов нефти;

- извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5—1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6—0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.



3. Упруговодонапорный режим.



Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Объем нефти Vн, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Р, можно выразить формулой



где V'н, Vн" — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта; Vн, Vв — объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта; *н, *в — коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (*= kн*ж + с, где kн — средний коэффициент пористости; ж, с - коэффициенты объемной упругости жидкости и породы). Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.





Рис. 9  Зависимость динамического пластового давления Рпл от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки.

Размеры законтурной области: 1-большие; 2-небольшие; 3-законтурная область практически отсутствует



Рис. 8  Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме.Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 8) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (рис. 8), в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на Рис. 9. соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи. 

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5—7% в год от НИЗ (рис. 8). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2—3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5—0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

4. Газонапорный режим.



Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2—3 мПас).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рис. 10).

С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.



    

Рис. 10. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме:

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б -динамика основных показателей разработки. 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное;При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис.10). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.



5. Режим растворенного газа



Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 11). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным.





Рис. 11. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа. 

Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4—5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2—0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.



6. Гравитационный режим







Рис. 12. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти qн,: 1— 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает при понижениии гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 12. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2—1 % в год от начальных извлекаемых запасов. 

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.



7. Газовые и газоконденсатные залежи



 При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)-Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10°/о начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях   требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9—0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны. 



8. Упруговодогазонапорный режим



Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.



9. Смешанные природные режимы залежей





При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

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 нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины.

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт, поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природного режима используют данные начального периода разработки залежи.

В этот период устанавливают характер кривой, отражающей зависимость (Pпл/Z). Учитывая, что прямолинейную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспечивать получение дополнительных данных. Так, следует организовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизических методов и путем наблюдения за обводнением скважины. Обязателен контроль за поведением давления в пьезометрических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что значительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый режим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической связи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней.





 водонапорный режим

Кн=0,5…0,8

газонапорный режим 

(или режим газовой шапки)

Кн=0,4…0,6

режим растворенного газа

Кн=0,15…0,3

упругий режим 

Кн=0,5…0,6

гравитационный режим

Кн=0,1…0,2
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Лзаматов В. И., Свихнушин Н. М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М., Недра, 1976. Аширов К. Б. О мероприятиях, содействующих увеличению нефтеотдачи на поздней   стадии   разработки.— Труды  Гипровостокнефть.   М.,  вып.   18,   1973, с. 143—147.

Борисенко 3. Г., Cocoa M. И. Подсчет запасов нефти объемным методом. №.. Недра, 1973.

Гиматудинов Ш. К- Нефтеотдача коллекторов. М., Недра, 1970. Говорова Г. JI. Разработка нефтяных месторождений США. М., Недра, 1970. Гришин   Ф.   А.   Промышленная   оценка   месторождений   нефти   и   газа.   М., Недра, 1975.

Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1972.

Дементьев JJ. Ф., Жданов М. Л., Кирсанов А. И. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М., Недра, 1977. Добрынин В. М.  Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М, Недра, 1970,

Жданов М. А., Гординский Е. К-, Ованесов М. Г. Основы промысловой геологии газа и нефти. М., Недра, 1975.

Жданов А. С, Стасенков В. В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов. М., Недра, 1976.

Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976. Итенберг С. С. .Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1972.

Итенберг С. С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М., Недра, 1978.

Ковальчук Н. Р., Предтеченская Н. С. Подготовка нефтяных и газовых месторождений к подсчету запасов и разработке. М., Недра, 1977. Майдебор В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., Недра, 1971.

Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений/А. М. Пирвердян, П. И. Никитин, Л. Б. Листенгартен и др. М., Недра, 1975.

















		

	ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

	

	«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

	Кафедра «Геология и геофизика»

	

	

	

	

	КУРСОВАЯ РАБОТА

	 По дисциплине «Нефтепромысловая геология»

	Тема: «Природные режимы нефтегазоносных залежей»

	

	

	

	

	Выполнил: студент III-НТФ-7

	Григорьев А.С.

	Принял:          Даниельян Б.З.

	

	

			

			Самара 2009



Содержание

Введение 

Водонапорный режим

Упруговодонапорный режим

Газонапорный режим

Режим растворенного газа

Гравитационный режим

Газовые и газоконденсатные залежи

Упруговодогазонапорный режим

Смешанные природные режимы залежей

 Ре жимы работы газоносных пластов

 Изучение природных режимов залежей

 Список литературы