47. Оценка коэффициента текущей и конечной газоотдачи пластов по комплексу геофизических параметров

Так же, как в нефтяных месторождениях, различают коэффициенты текущей и конечной газоотдачи. Коэффициент текущей газоотдачи равен отношению добытого газа Q_Г на данный момент времени к геологическим его запасам Q_{Г ЗАП}, т.е.

η_ГТ = Q_Г / Q_{Г ЗАП}.

Коэффициент конечной газоотдачи равен отношению извлеченного газа на конец разработки месторождения Q_{Г ИЗВ} к Q_{Г ЗАП} , т.е

η_{Г КОН} = Q_{Г ИЗВ} / Q_{Г ЗАП}.

При знании коэффициента текущего газонасыщения коэффициент η_ГТ рассчитывается по формуле

η_ГТ = (К_Г- К_ГТ) / К_Г,

где К_Г‑ коэффициент начальной газонасыщенности.

В случае оценки К'_ГТ без учета разницы начальных р_Н и текущих р_Т пластовых давлений в коллекторе коэффициент текущей газоотдачи определяется по формуле, которая учитывает эту разницу давлений

η_ГТ = 1- (К'_ГТ р_Н) /( К_Г р_Т).

Аналогично рассчитываются и коэффициенты конечной газоотдачи пластов:

η_Г= (К_Г- К_ГТ) / К_{Г КОН}, η_ГТ = 1- (К'_ГТ ρ_Н) /( К_Г ρ_К),

где ρ_К ‑ конечное пластовое давление.

Коэффициенты текущей и конечной газоотдачи зависят от геологических, технических и экономических факторов и величина их изменяется в диапазоне 50-95%.

48. Особенности разработки, регулирования и контроля за эксплуатацией нефтегазовых залежей

Нефтегазовые залежи обладают характерными геологическими особенностями, предопределяющими необходимость их выделения в самостоятельный тип залежей природных углеводородов. Роль этих залежей при добыче нефти неуклонно возрастает. Они открыты и эксплуатируются на месторождениях Западной Сибири, Оренбургской, Волгоградской областей, Краснодарского края, Украины, Средней Азии, Узбекистана, Казахстана.

Нефтегазовые залежи отличаются от нефтяных или газовых тем, что насыщающие пласт углеводороды до начала разработки образуют единую двухфазную, а при наличии подошвенной воды трехфазную системы. Особенность нефтегазовых залежей заключается в присутствии в газонасыщенной зоне пласта, остаточной нефти, которая является продуктом их формирования. Остаточная нефть обнаружена на месторождениях Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской и других областей. Насыщенность пластов остаточной нефтью, а следовательно, и ее запасы могут быть значительными, поэтому следует учитывать количество этой нефти при составлении проектов разработки и подсчете запасов место рождений.

Пластовые воды нефтегазовых месторождений характеризуются пониженной минерализацией. Перечисленные особенности нефтегазовых залежей предопределяют необходимость проведения более сложного комплекса промысловых, лабораторных, геофизических и других исследований, чем при изучении месторождений иного типа (нефтяных, газовых, газоконденсатных).

Специфической особенностью процесса эксплуатации нефтегазовых залежей является взаимодействие между газовой шапкой и нефтяной частью. В зависимости от технологических параметров системы разработки залежи можно как расширять газовую шапку, так и внедрять нефть в ее пределы.

Следовательно, для рационального регулирования разработки на основании количественных данных о нефтеотдаче при двухстороннем напоре необходимо изучать степень вытеснения нефти водой и газом по каждой конкретной нефтегазовой залежи. К общим способам регулирования разработки нефтегазовых залежей относятся: контролируемый отбор газа из газовой шапки, поддержание давления в залежи путем заводнения, изменение добычи нефти по отдельным скважинам или их группе. Применяются и дополнительные способы регулирования в зависимости от разновидностей нефтегазовых залежей.

Так, для нефтегазовых залежей при наличии краевой воды весьма эффективным средством воздействия на пласт является «барьерное» заводнение. Например, оно применяется при разработке нефтегазовой залежи пласта Бахметьевской площади Жирновско-Бахметьевского месторождения. Внедрение этого способа позволило на 30 % повысить текущую добычу нефти. Используется «барьерное» заводнение и на нефтегазовых объектах Самотлорского месторождения.

Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой регулирование эксплуатации проводится путем рационального размещения или переноса интервала перфорации в нефтяных скважинах от ВНК до ГНК. Имеется и ряд других способов регулирования.

Независимо от способов разработки нефтегазовых объектов нужен оперативный контроль за местоположением нефти, газа и воды в пластах, их отдачей при неоднородном по составу флюидов потоке, величиной взаимовытеснения многофазных жидкостей по мощности пластов.

Аналогичные задачи возникают и при разработке нефтяных месторождений, когда в пласте забойные давления становятся ниже давления насыщения нефти газом (такое снижение характерно практически для всех нефтегазовых залежей), а также при воздействии на залежь различными агентами для увеличения нефтеотдачи пластов (газовая и водогазовая репрессия, внутрипластовое горение и др.).

Для решения этих задач с помощью комплексного промыслово-геофизического контроля необходимо:

• определять начальное положение газонефтяного контакта;

• разделять нефтяные, нефтегазовые и обводненные пласты независимо от минерализации пластовых или закачиваемых вод;

• отдельно оценивать нефте- и газонасыщенность пластов по разрезу на количественном уровне;

• обосновывать и внедрять системный контроль за эксплуатацией нефтегазовых залежей.

Вытеснение нефти газом в нефтегазовых скважинах зависит от соотношения нефтяной и газовой частей в разрезе, а также от содержания жидкой и газообразной фаз в пластах до их разработки. Вопросы изучения текущей нефтегазонасыщенности пластов имеют первостепенное значение при разработке нефтегазовых залежей и должны включаться в обязательный комплекс мероприятий по системному геофизическому контролю.

Одновременное движение нефти и газа по пласту является особенностью разработки нефтегазовой залежи. В зависимости от темпа движения контактов, знака перемещения ГНК, величины раздельного вытеснения нефти определяются способами регулирования разработки нефтегазовых объектов. Поэтому своевременный контроль за динамикой вытеснения нефти необходим при эксплуатации месторождений.

Движение ГНК наступает раньше, чем ВНК, при этом величина газонасыщенности в интервалах перемещения контакта, а следовательно, и коэффициент вытеснения стабилизируется независимо от знака перемещения (подъем или опускание). Стабилизация положения газонефтяного контакта является одним из показателей регулирования нефтегазовой залежи, поэтому установить ее наличие имеет большое значение при контроле за разработкой.

Основное назначение систематического контроля за процессом эксплуатации нефтегазовых объектов – это получение исходных данных для анализа и регулирования их разработки. При этом с помощью геофизических методов в комплексе с промысловыми и гидродинамическими, как уже отмечалось выше, решаются следующие специфические задачи:

• оценка знака, скорости и величины перемещения газонефтяного контакта;

• оценка скорости и величины подъема ВНК (для нефтегазовых залежей с подошвенной водой);

• определение вытеснения нефти водой и газом, охвата вытеснения (особенно при газовой репрессии);

• выделение невыработанных нефтяных мощностей.

Эксплуатация любых нефтеносных и нефтегазоносных объектов имеет стадийный характер, при этом каждая стадия; обладает своими особенностями. Процесс эксплуатации залежей проходит четыре стадии.

На первой стадии происходит разбуривание основного фонда скважин и освоение системы разработки залежи, наблюдается рост добычи нефти до максимального уровня. На второй стадии поддерживается стабильный уровень добычи нефти, увеличивается обводненность продукции к концу периода и осуществляется переход к механизированному способу эксплуатации скважин. На третьей стадии происходит прогрессирующее обводнение продукции, снижается добыча нефти и практически все скважины переводятся на механизированный способ эксплуатации. В течение четвертой стадии резко увеличивается обводненность добываемой продукции, что приводит к низким уровням выработки нефти.

На первой, второй и третьей стадиях извлекается основная часть запасов нефти, и они составляют главный этап разработки. В период первой и второй стадий скважины эксплуатируется фонтанным способом, благоприятным для проведения работ по контролю и регулированию. В это время можно контролировать ход разработки с помощью необходимого комплекса исследовательских работ. На третьей стадии их объем крайне ограничен, что связано с техническими и организационными сложностями. Часть исследований направлена на контроль работы самого оборудования.

Контрольные вопросы

1. Какими особенностями разработки обладают нефтегазовые месторождения?

2. Как проводится регулирование разработки нефтегазовых месторождений?

3. Как контролируется процесс эксплуатации нефтегазовых объектов?