РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Для газовых залежей можно выделить два режима: 1) газовый, или режим расширяющегося газа; 2) газоводонапорный.

При режиме расширяющегося газа движущей силой является упругое расширение сжатого газа. Газовый режим обычно наблюдается в залежах газа приуроченных к линзам или пластам, имеющим ограниченные размеры. Иногда в пониженной части таких коллекторов находится вода, которая является практически неподвижной и не влияет на режим работы газового пласта.

Газоводонапорный режим наблюдается в залежах, где 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 газовой залежи вследствие малой вязкости газа, которая примерно в 100 раз меньше вязкости воды, радиус влияния газа при тех же перепадах давления значительно больше, чем в нефтяной залежи. С другой стороны, при приближении к забою скважины объем газа значительно увеличивается, что соответственно увеличивает потери давления вблизи скважины поэтому воронка депрессии в газовых залежах вначале более крутая, чем в нефтяных пластах, а с удалением от скважины, наоборот, становится более пологой по сравнению с воронкой депрессии в нефтяных залежах, в результате пластовое давление уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту. Всякое изменение давления в скважине очень быстро распространяется на весь пласт. Поэтому при более или менее однородной физико-геологической характеристике газовой залежи пластовое давление в ней в процессе эксплуатации можно считать всюду одинаковым, за исключением давления в небольших зонах, непосредственно примыкающих к забоям скважин.

Газовые залежи разрабатываются очень высокими темпами по сравнению с темпами разработки нефтяных залежей. Как правило, краевые воды не могут восполнить объемы извлекаемого из пласта газа настолько, чтобы поддерживать пластовое давление. Даже при водонапорном режиме газовых месторождений пластовое давление снижается.

Для характеристики газоводонапорного режима газовой залежи пользуются показателем, который называется коэффициентом возмещения. Коэффициент возмещения 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.

Коэффициент газоизвлечения при газовом режиме очень высок и достигает 0,9. При газоводонапорном режиме коэффициент газоизвлечения снижается за счет остаточной газонасыщенности в заводненной части пласта, которая колеблется от 15 до 50% в зависимости от литолого-физических свойств коллектора.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОТДЕЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Основные понятия и характеристики систем разработки

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов (объектов разработки), способы воздействия на пласты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах. 

Под эксплуатационным объектом (или объектом разработки) понимается продуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. При выделении ЭО учитываются следующие геологические критерии:

· а) объединяемые для совместной разработки залежи принадлежат единому этажу нефтегазоносности и имеют близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений;

· б) залежи идентичны по литологии, типу коллекторов во избежание различий в характере протекающих процессов в пластах с разной структурой пустотного пространства, по устойчивости к разрушению прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин;

· в) залежи незначительно отличаются по проницаемости и неоднородности для обеспечения приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притока нефти и газа из всех пластов при одинаковом забойном давлении;

· г) нефть имеет одинаковые товарные качества во избежание смешения нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки;

· д) объединяемые газовые и газоконденсатные залежи имеют близкие характеристики по составу пластовых флюидов и термобарические условия.

При экономической нецелесообразности разработки залежи самостоятельной сеткой скважин и невозможности ее объединения с другими залежами по геолого-физическим причинам, этот объект может быть рассмотрен в качестве возвратного.

Уточнение (укрупнение, разукрупнение) ЭО допускается в проектных документах по геологическим или технологическим причинам (включая, изменение подсчетных объектов по результатам доразведки, установление возможности или невозможности совместной эксплуатации пластов на отдельных участках залежей в связи с изменением представлений о геологическом строении).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1) выделение эксплуатационных объектов ;

2) размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин;

3) очередность ввода в разработку блоков и участков залежи;

4) обоснование способов воздействия на плас­ты;

5) способы и режимы эксплуатации скважин;

6) темпы отбора углеводородов из них;

7) применение методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притока;

8) комплекс мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки;

9) комплекс мероприятий по охране недр и окружающей среды.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

По признаку последовательности разбуривания и ввода отдельных объектов в эксплуатацию могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 6).

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Рисунок 6. Схема разработки нефтяных месторождений

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от другого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки месторождений и в настоящее время не применяется.

Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным.

Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного горизонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных месторождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с уходом циркуляционного раствора в пласты – коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.