Контрольная работа по Нефтегазопромысловая геология (стр. 2 из 3)
Проследим изменение начальных (статических) значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи. Примем плотность пластовых вод, нефти и газа соответственно: ρв = 1,0, ρн = 0,85, ρг = 0,1 г/см3.
В водяной скв. 1 пьезометрическая высота hв = 600 м. Соответственно pпл1 = hвρв/102 = 600∙1,0/102 = 5,88 МПа.
В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте hв = 900 м pпл1 = 900∙1,0/102 = 8,82 МПа. pпл1<pпл4 на 2,94 МПа, т. е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.
В скв. 2 при той же абсолютной отметке залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкости, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины pпл4, получим pпл2 = 8,82—(100∙1,0 + 200∙0,85)/102 = 6,17 МПа. В нефтяной скв. 2 пластовое давление на 0,29МПа больше, чем в водяной скв. 1, вскрывшей пласт на той же абсолютной отметке. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h2 = 6,17∙102/0,85 = 740 м. Это на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.
Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) будет фонтанировать. Давление на ее устье при герметизации pу2а = 140×0,85:102=1,17 МПа.
Рис. 3. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 — вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая; 5 — земная; pу — давление на устье скважины.
Пластовое давление в газовой скв. 3 может быть определено исходя из рпл2:рпл3 = 6,17–(100×0,85+100×0,1)/102=5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа. Таким образом, пластовое давление газонасыщенного пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.
Для приведенного примера изменение значений начального пластового давления и соответственно пьезометрических уровней в районе залежи может быть изображено в виде профиля (рис. 4).
Рис. 4. График изменения начального пластового давления рпл.нач. в районе нефтегазовой залежи.
Профили давления: 1 — при водонасыщенности пласта; 2 — при наличии в пласте нефтегазовой залежи; К—К — положение контура залежи; pизб – избыточное пластовое давление.
Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта. Особенно значительное превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления рпл нач. над гидростатическими hг и рг имеет место в сводовых частях газовых залежей с весьма большой высотой.
2. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодонапорный режимы.
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 вследствие низкой проницаемости пород (достаточной для фильтрации газа, но не достаточной для перемещения воды), наличия экранирующего слоя в основании залежи, удаленности залежи от области питания, наличия вблизи залежи тектонических нарушений и др. Залежи с газовым режимом не взаимодействуют с другими залежами водонапорной системы.
При газовом режиме в процессе разработки залежи ГВК занимает стационарное положение, т. е. 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 рпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости рпл / Z — ∑Q, где Z —- коэффициент сверхсжимаемости газа, ∑Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа на соответствующую дату. 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 % и год и более от начальных запасов.
При газовом режиме добычи газа значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что усложняет условия их эксплуатации и работу технологических установок по подготовке газа. Поступление воды в подобных случаях связывают 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 представляет собой трудную задачу и требует проведения специальных геологопромысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9—0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.
Упруговодонапорный режим — применительно к газовым залежам упруговодонапорный называют 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 упругими силами газа и в чистом виде упруговодонапорный режим практически не встречается, так что это название в данном случае в некоторой степени условно. Поэтому наряду с названием «упруговодонапорный» часто применяют название «газоводонапорный» режим.
Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившийся 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 значения коэффициента возмещения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом, и кривая зависимости рпл / Z — ∑Q вогнута относительно оси абсцисс (оси накопленной добычи газа). Интенсивность падения давления возрастает с уменьшением активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением размеров газоводяной части залежи, темпов добычи газа, с повышением влияния разработки других залежей на состояние давления в водонапорной системе в целом.
Следует отметить, что при некоторых изменениях годовых отборов газа из залежи указанная зависимость может быть близка к прямолинейной, как и при газовом режиме.
Действие упруговодонапорного режима сопровождается постепенным обводнением скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще обладает высоким пластовым давлением) 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 (прорыв) воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к быстрому появлению воды в продукции скважин, усложнению условий эксплуатации и раннему их отключению. В итоге при упруговодонапорном режиме коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом. Вследствие этого диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени сложности строения продуктивных пластов.