Режимы газоносных пластов реферат

Обновлено: 25.04.2024

Под режимом пласта подразумевают характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток жидкостей и газов к эксплуатирующимся скважинам.

Виды режимов нефте-газо-водоносных пластов:

1.Режим пласта называется водонапорным, если нефть или газ вытесняются в скважины под действием напора краевой или подошвенной воды, окружающей нефтяную или газовую залежь: по мере вытеснения нефти или газа в скважины вода проникает в ранее занимавшуюся ими часть залежи; контур нефтеносности или контур газоносности непрерывно стягиваются. В условиях водонапорного режима газовой залежи движение газа к скважине происходит главным образом за счет его упругого расширения при снижении пластового давления. При разработке нефтяного месторождения в условиях чисто водонапорного режима предполагается, что уровень жидкости в скважине находится выше кровли пласта и в пласте весь газ растворен в нефти (скопления свободного газа отсутствуют); водонапорный режим нарушается, если пластовое давление снижается ниже давления насыщения и, следовательно, газ в пласте начинает выходить из раствора.

2.Режим пласта называется газонапорным, если нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде так называемой газовой шапки) над нефтью или водой. В условиях чисто газонапорного режима, в процессе отбора из месторождения нефти и воды, контур газоносности непрерывно расширяется. Наличие газовой шапки указывает на то, что начальное пластовое давление (не во всем пласте) на газонефтяном контакте меньше давления насыщения. Падение давления распространится вверх и где начальное пластовое давление ниже давления насыщения, малейшее снижения пластового давления вызовет выделение пузырьков газа из раствора.

При разработке чисто газового месторождения или при отборе газа из газовой залежи, подстилаемой нефтью и водой, но при отсутствии существенного продвижения воды и нефти, также можно говорить о газонапорном или газовом режиме пласта.

4.Гравитационный режим пласта:

Гравитационные силы - это массовые силы, существенные не только в крутопадающих пластах, но и в горизонтальных залежах, со свободной поверхностью жидкости. Роль этих сил увеличивается с ростом плотности нефти. Давление на контуре нефтеносности определяется динамическим уровнем нефти в пласте. За счет отбора нефти уровень понижается, соответственно уменьшаются пластовое давление и темп отбора пластового флюида. Помимо указанных условий, гравитационные силы оказывают существенное влияние на разработку нефтегазовых месторождений, особенно в случае большой толщины продуктивных отложенной, в связи с проявлением сегрегационных эффектов. Для обеспечения благоприятных условий разработки монолитных пластов нефтегазовых месторождений гидродинамические силы согласно существующим представлениям должны значительно (в 25-30 раз) превышать гравитационные эффекты. Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. В этом случае перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках. Гравитационный режим – наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин. Следует отметить, что в изолированном (чистом) виде каждый из режимов эксплуатации встречается крайне редко.

В естественных подземных резервуарах открытого типа различают область питания, область напора и область естественного стока; все три области, вместе взятые, составляют так называемую пластовую водонапорную систему.

В газоносных пластах обычно наблюдаются два основных режима:

) газовый, или режим расширяющегося газа;

) 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

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.

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

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

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

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Режимы работы нефтегазоносных пластов

Режимы работы нефтегазоносных пластов

Рейтинг: / 19

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

· упругий и упруговодонапорный,

· газонапорный или режим газовой шапки,

· газовый или режим растворенного газа,

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

Подсчет геологических запасов газа объёмным методом основан на знании геометрического объёма порового пространства газовой залежи, коэффициента газонасыщенности, пластового давления (начального и конечного) и величины коэффициента сверхсжимаемости при этих давлениях, температуры пласта. Запасы газа в залежи могут быть выражены следующей формулой:

где Q_г – балансовые (геологические) запасы газа, м 3 ; F – площадь нефтеносности, м 2 ; h – эффективная газонасыщенная толщина пласта, м; m – пористость пласта, дол. ед; K_н.гн – коэффициент начальной газонасыщенности, дол. ед; f – поправка на изменение температуры, дол. ед;

(7.2)

где t_ст – температура стандартная, 20 о С; t_пл – температура пластовая, о С; Р_н и Р_к – начальное и конечное пластовое давление, МПа; α_н и α_к – поправка на сверхсжимаемость газа;

где – коэффициент сверхсжимаемости газа, учитывающий отклонение свойств реального газа от идеального (отличие свойств от закона Бойля–Мариотта); Р – давление газа; V – объем газа; R – универсальная газовая постоянная; T – абсолютная температура.

7.2. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения
пластового давления при газовом режиме

Запасы газа разрабатываемых месторождений могут быть определены или уточнены по результатам кратковременной их эксплуатации методом снижения пластового давления. Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объёму газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для различных моментов времени. Путем экстраполяции графика до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа, используя соотношение

(7.3)

где Q_зап – начальные извлекаемые запасы газа, м 3 ; Q_{доб (}_t₎ – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет), м 3 ; P_нач и P_{ср (}_t₎ – давление в залежи начальное и среднее за период времени извлечения определённого объёма газа (например за 5 лет), МПа; a_нач и a_ср(_t₎ – поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля–Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(_t₎).

Запасы газа приведены к атмосферным условиям. Метод подсчета запасов газа по снижению давления в случае водонапорного режима неприменим.

7.3. Режимы газоносных пластов.
Газовый и водонапорный режимы

При газовом режиме приток газа к забоям добывающих скважин происходит за счет его упругого расширения. Главные признаки проявления газового режима при разработке залежей – снижение пластового давления и практическая неизменность объема порового пространства, занятого газом [1, 6, 17].

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин происходит как за счет его упругого расширения при снижении пластового давления, так и за счет вытеснения газа поступающей из законтурной области водой. Внедряющаяся вода замедляет темп снижения пластового давления и поддерживает на высоком уровне дебиты скважин. Поэтому особенности проявления водонапорного режима – медленное снижение пластового давления и низкий темп уменьшения дебитов скважин, уменьшение объёма залежи, занятого газом.

Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Q_д во времени (рис. 7.1, 1). Как видно из данного рисунка, при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение a не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис. 7.1, 5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газоводонапорный.

При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т.е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (рис. 7.1, 2).

При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в этом случае в процессе разработки газовых месторождений в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (рис. 7.1, 3). Это объясняется незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь.

Рис. 7.1. Изменение Р_т/z_т в зависимости от Q_д; режимы:
1 – газовый; 2 – жестководонапорный; 3 – газоводонапорный;
4 – переток газа; 5 – зависимость Р_т от Q_д

Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Q_д можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности: по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

Для газоносных пластов основные источники пластовой энергии: напор краевых вод; упругие силы воды и породы; давление расширяющегося газа. В зависимости от преобладающего действия того или иного источника пластовой энергии определяется режим работы газовой залежи.

Водонапорный режим. Основной источник энергии при этом режиме – напор краевых (подошвенных) вод. Условия проявления водонапорного режима в газовых залежах аналогичны условиям проявления этого же режима в нефтяных залежах. При равенстве объёмов извлеченного газа и поступающей в пласт воды пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается постепенным подъёмом газоводяного контакта. Если увеличить темпы отбора газа, то может нарушиться соответствие между объёмами отбираемого газа и поступившей в пласт воды и в залежи наряду с водонапорным режимом может установиться упруго-водонапорный или газовый режимы. Следовательно, снижение пластового давления в газовой залежи при водонапорном режиме зависит от текущего отбора газа. Водонапорный режим газоносных пластов встречается редко. Изменение пластового давления при разработке газового месторождения показано на рис. 7.2.

Рис. 7.2. Изменение пластового давления при разработке
газового месторождения: 1 – полное замещение отобранного
газа водой (водонапорный режим); 2 – частичное замещение
отобранного газа водой; 3 – газовый режим

Упруго-газоводонапорный режим. Основной источник энергии при этом режиме – упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая, стороение пласта неоднородное, а область питания расположена на значительном удалении от залежи, т.е. гидродинамическая связь газовой залежи с областью питания слабая. Действие упругих сил воды и породы проявляется в залежи не сразу, поскольку при первых отборах газа пластовое давление в залежи снижается незначительно. Однако небольшое снижение пластового давления вызовет расширение газа, напор которого будет единственным источником пластовой энергии на первом этапе разработки газовой залежи, т.е. в начальный период в ней устанавливается газовый режим.

Непрекращающийся стабильный отбор газа способствует снижению пластового давления не только внутри залежи, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы. Действие этих сил направлено в сторону залежи. Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объём пласта. При этом начинается медленный подъём газоводяного контакта. Напор, создаваемый упругими силами воды и породы, не компенсирует падение пластового давления, которое при стабильных отборах газа продолжает снижаться. По мере продолжающегося отбора газа и снижения пластового давления в залежи скорость продвижения воды возрастает, тем самым способствуя увеличению газоотдачи в конечный период разработки. Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

Газовый режим. В залежах с газовым режимом отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. Поэтому газовый режим называют ещё режимом расширяющегося газа. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам, образовавшимся в результате литологического ограничения и тектонического экранирования. Обычно это небольшие залежи.

Для газового режима характерно снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа, так как внешних источников для поддержания пластового давления с таким режимом не имеется. Газовый режим может возникнуть в залежах, в которых действуют водонапорный и упруго-водонапорный режимы, если темпы отбора газа будут существенно превышать скорость поступления в залежь краевых вод.

7.4. Газоотдача пластов при разработке
газовых месторождений

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатных пластов, как правило, выше, чем коэффициент нефтеотдачи, по ряду причин. В отличие от нефти газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньшей, чем вязкость лёгких нефтей); вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде; при этом пластовое давление уменьшается до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать 90–95 %. Однако следует учитывать то, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение её практически бывает ниже указанных цифр.

Коэффициент газоотдачи равен отношению извлеченных запасов газа к начальным его запасам и достигает 0,8–0,85 при водонапорном и 0,9–0,95 – при газовом режимах.

Один из факторов, влияющих на нефтеотдачу, – остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отсос газа из скважины под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся низкими вследствие небольших перепадов давления (Р_пл – Р_заб).

Поэтому из технико-экономических соображений разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устье скважин больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах принимают не более 0,7–0,8.

Газоотдача (коэффициент газоотдачи) является важнейшим параметром, от правильного определения которого зависит полнота извлечения газа, прогноз разработки месторождения, система его обустройства и в конечном счете эффективность разработки.

Начальные извлекаемые запасы газа – геологические (балансовые) запасы, умноженные на проектный коэффициент газоотдачи.

Читайте также: