Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Данная курсовая работа представляет собой краткое обобщение и анализ современных знаний по теме «Режимы нефтяных и газовых пластов».

Задачи курсовой работы:

1. Дать определение термину «режим нефтегазоносного пласта»;

2. Привести краткое описание режимов нефтяных и газовых пластов;

3. Описать комплекс исследований для изучения режимов нефтяных и газовых пластов.

При написании работы использован материал из следующих изданий:

Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» (1981г); Иванова М.М., Чоловский И.Л. «Нефтегазопромысловая геология» (2000г) и др.

Основная часть работы состоит из следующих разделов: режимы нефтяных пластов, водонапорный режим, упруго-водонапорный режим, газонапорный режим (режим газовой шапки), режим растворённого газа, гравитационный режим, характеристика комплексов исследований для изучения режима нефтеносного пласта, режимы работы газоносных пластов. В основной части использовано 3 рисунка.

Объём работы 27 страниц. В конце приведено графическое приложение в формате А3 «График эксплуатации пласта при упруго-водонапорном режиме».

1. РЕЖИМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. п. Режим пласта -- сложный комплекс проявлений его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и т. п.

Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Первые серьезные научные работы по изучению режимов нефтеносных пластов проведены в Грозненском районе в 1922-- 1927 гг. Особенно следует отметить работы В. П. Яковлева, Н. Т. Линдтропа и др. Большое значение для изучения режимов нефтеносных пластов имели ежегодные совещания геологов, проходившие под председательством И. М. Губкина.

Значительную роль в развитии знаний о режимах нефтяных месторождений сыграл съезд ВНИТО нефтяников, состоявшийся в Баку в 1933 г. На этом съезде впервые было указано на возможность наличия в пределах нефтеносного пласта не одного режима, а нескольких.

В 1936 г. И. Н. Стрижов высказал идею о наличии в нефтеносных пластах упруго-грузового режима. В 1948 г. В. Н. Щелкачев дал аналитические выражения упругого режима пластовых водонапорных систем.

К настоящему времени установлено, что нефтяной или газовый пласт по всей площади представляет собой единую гидравлически связанную систему (если он не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки и не имеет линзовидного строения). Поэтому влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую ее водонапорную область вплоть до границ пласта. Следовательно, запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и окружающих ее областей, а также в связи со свойствами жидкостей и пород всего нефтяного пласта. Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ притекают к забоям скважин, являются энергия напора пластовых вод, энергия свободного и выделяющегося при понижении давления из нефти растворенного газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, возникающего за счет силы тяжести самой нефти.

Нефть и газ могут двигаться в результате проявления как одного основного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно; эффективность действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины, а также пропускной способностью пород (их проницаемостью) и вязкостью жидкости.

При хорошей проницаемости пород, достаточной подвижности жидкости в пласте и соответствии отборов жидкости пропускной способности пластовой системы при данном напоре энергия напора краевой воды может проявляться систематически и длительное время.

Весьма важную роль в процессах движения нефти и газа в пласте играет энергия упругости пластовой водонапорной системы. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромными, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором движения нефти к забоям нефтяных скважин.

Энергия газа проявляется в виде упругой энергии сжатого свободного газа при наличии газовой шапки или в виде энергии выделяющегося из нефти растворенного в ней газа при понижении давления. Запасы энергии сжатого газа в залежи обычно ограничены и зависят от объема газовой шапки, запасов нефти, соотношений объемов газоносной и нефтеносной зон пласта, величины пластового давления, растворимости газа в нефти.

Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести пластовых жидкостей, проявляется в тех случаях, когда пласты залегают под некоторым углом к горизонту. Величина напора при этом зависит от угла падения продуктивных пластов. Уровень жидкости в пласте понижается нередко ниже кровли пласта и движение жидкостей происходит со свободной поверхностью.

В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации залежи та или иная энергия может оказаться основной, превалирующей в обеспечении притока нефти и газа к забоям скважин.

В зависимости от природы преимущественно действующих сил в настоящее время выделяют следующие основные режимы работы нефтяных залежей:

1) водонапорный режим;

2) упруго-водонапорный режим;

3) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

4) режим растворенного газа;

5) гравитационный режим.

Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, последние два -- режимы истощения пластовой энергии.

2. ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

При водонапорном режиме основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

На начальном этапе разработки с увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти вплоть до достижения намеченного проектного уровня. В дальнейшем, при поддержании добычи на достигнутом уровне наблюдается также стабилизация пластового давления, а затем, по мере появления наступающей краевой воды, количество воды в жидкости возрастает, а добыча нефти соответственно снижается (рис. 1). В результате обводнения часть скважин выбывает из эксплуатации, что приводит к снижению общего отбора жидкости и некоторому повышению пластового давления.

В связи с дальнейшим нарастанием обводнения и непрерывным снижением добычи нефти возникает необходимость в увеличении отбора жидкости (форсировке), вплоть до полного отбора нефти.

Пластовое давление в каждый данный момент зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, соответствующими количеству растворенного газа в нефти, если в результате отбора жидкости давление не падает ниже давления насыщения нефти газом.

Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме ширина водонапорной системы (если считать от внешней границы залежи нефти до выхода пласта на поверхность) обычно составляет не менее 15--25 км, а проницаемость пород -- не менее 1,02 - 10-12 м2. Классическим примером проявления водонапорного режима на месторождениях России, где он и был детально изучен (Н. Т. Линдтропом), являются пласты XIII и XVI Новогрозненского месторождения.

При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,65--0,80, в зависимости от коллекторских свойств пород и других факторов. Интенсивность проявления водонапорного режима зависит не только от указанных выше природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта в целом, а также из отдельных его участков.

Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом

Рис. 1. График эксплуатации пласта при водонапорном режиме

Кривые: Qн-- добычи нефти; QB -- добычи воды; рпл --пластового давления; rр -- газового фактора; рнас -- давления насыщения

показал, что естественные условия режима нередко сохраняются при годовом отборе жидкости из пласта не более 6 % от промышленных запасов нефти в залежи. Эта средняя цифра, конечно, может изменяться в зависимости от свойств коллектора, содержащего залежь, и свойств жидкостей и газов, насыщающих его. Если необходимо осуществлять большой отбор жидкости из пласта, нужно прибегать к искусственному воздействию на пласт, чтобы предотвратить падение давления ниже давления растворимости газа в нефти и переход на менее эффективный режим работы пласта.

3. УПРУГО-ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

Упругие силы могут проявляться при любом режиме. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный режим, а как фазу водонапорного режима. В период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость жидкости (нефти и воды) и породы.

Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (при отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при весьма значительной отдаленности (50--100 км) области питания от залежи нефти.

Упруго-водонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при эффективном водонапорном режиме в случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруго-водонапорном режиме даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отбора жидкости из пласта.

Следовательно, рост добычи нефти при этом режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления. В этом случае достигнутая текущая добыча нефти будет ниже по сравнению с добычей при более быстром вводе скважин в эксплуатацию.

При этом режиме наблюдается быстрое снижение пластового давления и добычи нефти, несмотря на то что число эксплуатационных скважин еще продолжает увеличиваться.

Газовый фактор является постоянным до момента снижения пластового давления ниже давления насыщения. При снижении пластового давления ниже давления насыщения газовый фактор растет, нефть, теряя растворенный газ, становится более вязкой и вследствие этого общая добыча нефти начинает снижаться в более быстром темпе (см. приложение). По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее эффективен: коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,5--0,7. Для обеспечения соответствующих отборов нефти при этом режиме необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Этот режим наблюдается на ряде месторождений восточных районов России (Туймазы, Ромашкино) и др.

4. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ (РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ)

Основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации последней некоторый период времени дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта газ--нефть.

Пластовое давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта и по мере отбора непрерывно снижается.

Газовые факторы остаются постоянными в скважинах, расположенных вдали от газовой шапки. В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ--нефть), которое сопровождается резким нарастанием газового фактора (рис. 2) в скважинах (особенно расположенных вблизи контакта газ--нефть) и переходом их на фонтанирование чистым газом.

Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. К благоприятным условиям для проявления этого режима относятся высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ, как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает.

Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. Поэтому выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости закачивать газ в газовую шапку, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0,4--0,5, в отдельных случаях может достигать 0,6.

Типичным месторождением, имеющим огромную газовую шапку с оторочкой нефти, является, например, Бугурусланское (Новостепановский и Калиновский участки).

Рис. 2. График эксплуатации пласта при газонапорном режиме (режим газовой шапки)

Условные обозначения см. на рис. 1

5. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

В процессе эксплуатации залежи дебит (после достижения некоторого максимума) и давление непрерывно снижаются. Давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.

При этом режиме по мере нарастания числа скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных и текущих дебитов скважин. После достижения максимальной проектной добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижения общей добычи (рис. 3).

Рис. 3. График эксплуатации пласта при режиме растворенного газа

А -- А -- гравитационный режим. Остальные условные обозначения см. на рис. 1

Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате падения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7 % (от объема пор) сильно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима.

Далее добыча нефти продолжает снижаться и особенно быстро по мере выбытия из эксплуатации части скважины.

По мере истощения залежи газовый фактор резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжают медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0,2--0,4.

При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Поэтому даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами, а сечет их, что наблюдалось, например, в северо-восточной части залежи нефти (пласт С2) Апшеронского месторождения (Майкопский район). Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может частично проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ--нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа и нефти.

6. ГРАВИТАЦИОНЫЙ РЕЖИМ

При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.

Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется высокой проницаемостью и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти

в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительными, что соответственно обусловливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи. Например, по пласту вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), имевшему режим растворенного газа, к моменту истощения газовой энергии и началу гравитационного режима нефтеотдача составляла всего 23%; благодаря высоким коллекторским свойствам пласта и благоприятным условиям проявления гравитационного режима конечная нефтеотдача пласта достигла почти 50 %, т. е. за счет гравитационного режима получено 27 % от промышленного запаса нефти.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта.

Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса».

Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1--0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения).

В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод (или при отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обусловливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т. е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта.

7. ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПЛЕКСА ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ РЕЖИМА НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА

Основными факторами, обусловливающими тот или иной естественный режим пласта, являются геологические условия, а именно: структурно-тектонические особенности строения пород, с которыми связана залежь нефти, физические и литологические свойства коллекторов (особенно проницаемость), физико-химические свойства воды, нефти и газа и т. п. Поэтому при изучении режима залежи нефти следует учитывать общие геологические условия формирования и распределения залежей нефти в пределах рассматриваемой нефтегазоносной области. В процессе такого изучения могут быть выяснены условия залегания нефти, распределения нефти, газа и воды, их физические и химические свойства, геотермические условия в пластах, положение пьезометрических уровней, а также области питания.

Структурные условия определяют характер и особенности напора вод. Изучение тектонических нарушений помогает установить направления движения подземных вод и специфику распределения пластовых давлений. Исследование литолого-физических и коллекторских свойств пород позволяет выяснить условия, благоприятствующие проявлению того или иного режима, и, в частности, степень возможного проявления водяного напора.

При благоприятных литологических свойствах пород напор пластовых вод будет активным и залежь будет иметь водонапорный режим. При неблагоприятных литологических свойствах пород в залежи проявится газонапорный режим или режим растворенного газа. Например, в пластах чистых песчаников большой мощности условия благоприятны для водонапорного режима и, наоборот, в пластах малой мощности, особенно в выклинивающихся и линзовидных, водонапорный режим почти полностью исключается. Неблагоприятны для проявления водонапорного (особенно эффективного) режима также пласты с тонким переслаиванием песков и глин; в этом случае следует ожидать одного из газовых режимов.

Значительную помощь для установления режима пласта оказывает изучение пластовой температуры. Обычно нормальная величина геотермической ступени наблюдается в тонко- и мелкозернистых песчаниках (песках), в которых почти не происходит естественного движения пластовых вод. В пластах, характеризующихся наличием крупнозернистых песчаников (песков) и вод с низкой минерализацией, обычно отмечается низкая пластовая температура и активный водонапорный режим. Наоборот, пласты, представленные мелкозернистыми песчаниками (песками) и отличающиеся высокой минерализацией пластовых вод, обычно имеют наиболее высокую пластовую температуру и, как правило, газовый режим (газонапорный или режим растворенного газа).

Для выяснения режимов пластов важным является определение гипсометрии выхода пластов на поверхность (для установления области питания) и гипсометрии области стока. Знание положения областей питания и стока позволяет оценить пьезометрические уровни, направление движения вод и возможные пластовые давления.

В пластах с резко выраженным водонапорным режимом начальные пьезометрические уровни всегда занимают более низкое положение, чем в пластах с газонапорным режимом, принадлежащих к той же системе. Более низкое положение пьезометрических уровней в пластах с водонапорным режимом объясняется сравнительно низким гипсометрическим положением выходов песчаных пластов в области стока (и сравнительно небольшими размерами стока).

Помимо указанного выше комплекса исследований в период геологических полевых и разведочных работ для изучения режима залежи нефти необходимо также использовать материал полученный уже в начальную стадию разработки. Поэтому следует наблюдать за изменением давления и дебита в процессе эксплуатации залежи и их взаимозависимостью, а также за динамикой изменения газового фактора.

Следует иметь в виду, что режим нефтегазоносного пластая в процессе эксплуатации может изменяться под влиянием естественных и искусственных факторов. В настоящее время для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений очень широко применяют ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды и газа. В связи с этим давление в пласте поддерживается высоким, что позволяет иногда не только предотвратить смену лучшего режима худшим, но и перевести пласт на наиболее эффективные режимы вытеснения нефти водой. Поэтому в случае проведения мероприятий по воздействию на пласт указанные выше схемы могут значительно изменяться в зависимости от принятого метода воздействия.

Помимо изучения поведения пласта в процессе эксплуатации следует наблюдать за продвижением контактов газ--нефть и нефть--вода, устанавливая динамику продвижения их (а также соответствующих контуров) за тот или иной срок.

Необходимо также учитывать поведение скважин, особенно фонтанных. При газонапорном (и газовом) режиме пласта скважины (особенно присводовые) фонтанируют бурно, с большим газовым фактором и высоким буферным давлением, а при водонапорном режиме -- спокойно, обычно с небольшим газовым фактором и невысоким буферным давлением.

Коэффициенты продуктивности отдельных скважин и всего пласта при разных режимах различны. При газонапорном (и вообще газовом) режиме они имеют небольшую величину (при большой разности статического и динамического уровней), которая в процессе эксплуатации уменьшается, а при водонапорном режиме коэффициенты продуктивности сравнительно высокие (при небольшой разности статического и динамического уровней) и в процессе эксплуатации, как правило, увеличиваются.

Изучение совокупности указанных выше факторов -- основа для правильного установления режима залежи и проектирования рациональной разработки и эксплуатации пласта в целом.

До выявления режима пласта не следует назначать высокие дебиты скважин во избежание нарушения естественного режима работы пласта и ухудшения условий добычи нефти.

8. 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 литологической 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 0,1 МПа, для различных интервалов времени является величиной постоянной. Для водонапорного режима эта величина для различных интервалов времени неодинакова, и возрастает в ходе эксплуатации.

В самом деле, количество газа V, извлекаемого за какой-либо период времени при снижении давления на 0,1 МПа, определяется соотношением

где p1 и р2 -- давления на первую и вторую даты замера, МПа; Q -- суммарное количество газа, добытого между первой и второй датами замера, м3.

Для газового режима величина V остается постоянной и в других интервалах времени эксплуатации залежи.

Для водонапорного режима вследствие поступления краевой воды давление ко второй дате установится не р2, а р12 при этом р12>р2.

В этом случае, как это следует из формулы, получим

причем

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации.

Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и т. п.

Рост добычи нефти при упруго-водонапорном режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления.

При водонапорном режиме основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры.

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

Основными факторами, обусловливающими тот или иной естественный режим пласта, являются геологические условия, а именно: структурно-тектонические особенности строения пород, с которыми связана залежь нефти, физические и литологические свойства коллекторов (особенно проницаемость), физико-химические свойства воды, нефти и газа и т. п. Поэтому при изучении режима залежи нефти следует учитывать общие геологические условия формирования и распределения залежей нефти в пределах рассматриваемой нефтегазоносной области.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М, Недра, 1992г.

2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981г.

3. Каналин В.Г., Вагин СБ. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М, Недра, 1977г.

4. Чоловский ИЛ, Тимофеев В.А. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М, Недра, 1992г.

Размещено на Allbest.ru