Газо-упруго-водонапорный режим

Основным источником энергии при этом режиме являются упругие силы

как пластовой воды, породы, так и самого расширяющегося газа. Обычно для

таких залежей характерны: низкая проницаемость, значительные фациальные

замещения пласта, слабая гидродинамическая связь между газовой и законтур-

ной частями пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

На первых этапах разработки в залежи устанавливается газовый режим,

так как пластовое давление снижается очень незначительно, что не будет спо-

собствовать проявлению упругих сил в залежи. В зависимости от комплекса

геолого-промысловых характеристик продолжительность газового режима в за-

лежи будет различной.

В результате снижения пластового давления в залежи создаются условия

для проявления упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно под-

ниматься ГВК. Однако напор, возникающий вследствие проявления упругих

сил, не может компенсировать снижение пластового давления в залежи. Сни-

жение пластового давления при этом будет зависеть как от текущего, так и от

суммарного отбора газа. Таким образом, первыми признаками проявления газо-

упруго-водонапорного режима являются: 1)подъем ГВК; 2)снижение пластово-

го давления.

При разработке залежей с этим режимом и газо-водонапорным режимами

используют так называемый «коэффициент возмещения», который представляет

собой отношение объема воды, внедрившейся в газовую залежь за определенное

время, к объему газа, отобранному за то же время и приведенному к пластовым

условиям. Например, если коэффициент возмещения равен единице, это показы-

вает, что в залежь поступила вода в объеме, соответствующем объему отобран-

ного газа. Если коэффициент возмещения равен нулю, это свидетельствует о

полной изоляции залежи от напора подошвенных или краевых вод. Для газо-

упруго-водонапорного режима коэффициент возмещения колеблется от нуля до

единицы. Коэффициент газоотдачи при этом режиме – от 0,7 до 0,85.

Газо-водонапорный режим

Основным источником энергии, продвигающей газ к забоям скважин,

при этом режиме является активный напор пластовых (краевых и подошвен-

ных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа. Этот режим прояв-

ляется в определенных геологических условиях: высокая проницаемость и

хорошая фильтрационная характеристика пласта, высокая гидродинамическая

связь между газовой и законтурной частями залежи, близкое расположение

области питания от залежи и значительная разница их гипсометрических от-

меток. Первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый

подъем ГВК; 2) медленное понижение пластового давления. Коэффициент

возмещения в таких залежах обычно близок к единице. Конечный коэффици-

ент газоотдачи достигает 0,9.

 

Формирование режимов. Использование природных режимов

При разработке

В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием

природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водо-

напорным или достаточно активным упруго-водонапорным режимом. На боль-

шинстве нефтяных залежей природный режим в самом начале их разработки

преобразуют в более эффективный путем искусственного воздействия на пласт.

Поэтому природный режим нефтяной залежи должен быть установлен уже ко

времени составления первого проектного документа на ее разработку для обос-

нования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимо-

сти воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по

нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации, достаточ-

ных для того, чтобы судить о природном режиме залежи. Поэтому вид режима

определяют по косвенным данным на основе изучения геологических и гидро-

геологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-

физической характеристики самой залежи, а также режима других залежей в

рассматриваемом продуктивном горизонте, уже введенных в разработку.

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, гео-

логических условиях, определяющих степень сообщаемости залежи с закон-

турной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи,

фазовом состоянии и свойствах пластовых нефтей и газа, термобарических ус-

ловиях продуктивного пласта.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недоста-

точно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную

пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля над изменением

пластового давления в самой залежи и в законтурной области, положения ВНК,

величины промыслового газового фактора, обводненности скважин, их продук-

тивности. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи

с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давле-

нием в законтурных (пьезометрических) скважинах.

 

Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы

нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому, кроме разведоч-

ных 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 ре-

жим 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 и пластового давления, масштабов и зако-

номерностей обводнения скважин и, соответственно, для решения вопросов

обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их раз-

мещения, выбора интервалов перфорации эксплуатационных колонн и др.

Следует организовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизи-

ческих методов и путем наблюдения за обводнением скважин. Обязателен кон-

троль за поведением давления в пьезометрических скважинах, вскрывших

водоносную часть пласта, – за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизмен-

ность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что значительные

отборы газа из залежей не оказывают влияния на водонапорную систему и что

залежи свойственен газовый режим. Снижение давления в пьезометрических

скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической связи за-

лежи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, то есть об упруго-

водонапорном режиме.

 

Контрольные вопросы:

1.Самый эффективный режим залежи?

2.Коэффициент извлечения газа при, водонапорном, упруго-водонапорном, гравитационном режимах? 3.Основным показателем, определяющим изменение пласто­вого давления является?

4.Перечислить источники пластовой энергии?

5. Что такое «коэффициент возмещения»?

 

 

Занятие № 27

Тема 27. Методы подсчета запасов нефти и газа.

 

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ.

Балансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведочные – категории А, В, С1 и предварительно оцененные – категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по

степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные –

категория С3 и прогнозные – Д1 и Д2.

Условия отнесения запасов нефти и газа к различным категориям

 

Категория запасов

Границы категорий запасов

Степень изучаемости

Данные, по которым выделяются границы категорий запасов

Форма и лежи, поло­жение ВНК, ГНК, ГВК.

Нефтенасыщенная мощность пород

Коллекторские свойства пород

Нефтегазонасыщенность пород

Качествен­ный и коли­чественный состав

Режим залежи, продуктивность скважин, давление, гидро- и пьезопровод-ность

нефти и газа

сопутству­ющих ком­понентов

А.*

В пределах досто­верно установленно­го контура

Полная разбуренность в соответ­ствии со схемой (проектом) разра­ботки

Изучены детально во всех скважинах и по залежи (участку) в целом

В пределах участ­ков, разбуренных добывающими сква­жинами

Частичная разбу-ренность залежи добывающими сква­жинами

В *

При простом строе­нии пласта в преде­лах изогипсы, соот­ветствующей нижней дыре перфорации, давшей промышлен­ный приток безвод­ной нефти (газа)

Получены промыш­ленные притоки безводной нефти (газа) с разных отметок не менее чем в трех скважинах. Благоприятные промыслово-геофизические и керновые данные по другим скважинам

Изучены по данным разведоч­ных и добывающих скважин, в степени достаточной для со­ставления проекта разработки

Изучены детально

Изучены по данным разведочных и добы­вающих скважин, в степени достаточной для составления проекта разработки

При сложном строе­нии пласта в конту­ре скважин, давших промышленные при­токи безводной неф­ти (газа)

С1

До установленного внешнего контура нефте (газо)носности

Промышленные притоки получены в отдельных скважинах опробованием и в части скважин испытателем пластов

Определены по данным разведочных скважин

Изучены по от- дельным скважинам или приняты по аналогии с разведанными залежами в том же продуктивном горизонте

Изучены в отдельных скважинах

Режим работы залежи обоснован исследованием скважин или принят по аналогии с соседними разведанными залежами.

При установленном контуре — до границ залежи; при неустановленном контуре — на удвоенном расстоянии проектной сетки добывающих скважин

Примыкание к блокам и полям более высоких категорий

Приняты по аналогии с граничащими участками категории В

Определены суточные дебиты и коэффициенты продуктивности скважин Получены данные с давлениях пластовых, насыщения и конденсации

1 На неразведанных полях и тектонических блоках выявленных залежей

Примыкание к площадям с запасами С1

По аналогии с разведанными полями и блоками

Приняты по аналогии с разведанными тектоническими блоками и полями залежей

С2

Продуктивные пла­сты, не опробован­ные в колонне, а также опробованные только испытателем пластов

Благоприятная гео­физическая харак­теристика

По данным промыслово-геофизических исследований

По данным пробуренных скважин

В новых структурах в пределах извест­ных нефтегазоносных районов, подготов­ленных к глубокому разведочному буре­нию

Структура и ее контуры установле­ны проверенными для данного района методами. Наличие коллекторов пред­полагается на осно­ве структурно-фациального анализа

На основе коэффициента заполнения структур нефтью или газом, рассчи­танного по аналогии на разведанных залежах

Приняты по аналогии с разведанными залежами в том же продуктивном пласте

В невскрытых про­дуктивных горизон­тах известных место­рождений

 

В практике подсчета запасов нефти используют три основных метода: а) объемный, б) статистический и в) метод материального баланса. Выбор метода для расчета запасов нефти по тому или иному пласту зависит от количества и качества исходных данных, а также от режима работы залежи и степени ее разведанности и изученности.

Объемный метод

Объемный метод основан на определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащий одну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пере­счете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах подсчетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета извлекаемых запасов нефти объемным ме­тодом имеет следующий вид: извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F — площадь нефтеносности, га; h — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; k_п.о — коэффициент открытой пористости; k_н — коэффициент нефтенасыщенности пласта; р — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³; Q — пересчетный коэффициент;

— коэффициент извлечения нефти.

 

Статистический метод

Он основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленным отборам нефти и т.п.

Метод материального баланса

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, могут быть определены на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения пластового давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления.