Коллекторами нефти и газа

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи

до 8—10°/о 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 — 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 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

Смешанные природные  режимы залежей. При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе  широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ  извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов  энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный  режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и  газовой шапки (залежь бобриковского  горизонта Коробковского месторождения  в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае и др.).

Упруговодогазонапорный  режим газовых залежей — по существу также смешанный режим  с изменяющейся ролью напора вод  и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В  начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а  действие напора вод проявляется  после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует  обычно лишь при отборе первых 5—10% извлекаемых запасов нефти, после  чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного  газа (девонские залежи нефти Татарии  и Башкирии, многие залежи Западной Сибири)

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.

4. ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Эксплуатационным  объектом называют  пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.

Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько  пластов одной залежи или несколько  залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Каждый  эксплуатационный объект разбуривается  по определенной системе. Устанавливаются  определенные расстояния между добывающими  скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При  определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие  «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения  добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности  или этажа разработки.

Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также  в целом ряде зарубежных стран  позволяет сделать вывод, что  при их выделении следует учитывать  пять групп факторов:

3. геолого-промысловые;
4. гидродинамические;
5. технические;
6. технологические;
7. экономические