Вопрос 2. Природные режимы газовых залежей и их характеристик

Природным режимом залежи называют сово­купность естественных сил (видов энергии), 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 упруговодогазонапорный режимы.

Газовый режим

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 характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего пе­риода разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % 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.

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 0.9зависимостот степени неоднородности продуктивных пла­стов

 

Вопрос 3.
Искусственные заводнения и его виды

Заводнение — искусственная форма водона­порного режима вытеснения нефти водой, ко­торую можно применить на любой стадии раз­работки пласта.

Выбор вида заводнения и плотности сетки экс­плуатационных скважин зависит и от прони­цаемости, и геологической неоднородности коллекторов, а также от вязкости пластовой нефти.

При составлении проекта заводнения устанав­ливают: 1) темпы нагнетания воды; 2) место­положение нагнетательных скважин относи­тельно добывающих.

Заводнение с водорастворимыми поверхно­стно-активными веществами (ПАВ).

Увеличение извлечения нефти из пласта при использовании заводнения с водораствори­мыми ПАВ обеспечивается снижением по­верхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости, а также благоприят­ным изменением поверхностных сил на гра­нице нефть — порода (гидрофилизация по­роды).

Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальте­нов и смол, а также неоднородности пласта эффективность метода возрастает по сравне­нию с эффективностью при обычном заводне­нии всего на 2—6 %, что является неполным решением проблемы.