Природные режимы нефтегазоносных залежей (стр. 4 из 5)
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.
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.