5.3 Режимы газовых и газоконденсатных месторождений

В газовых и газоконденсатных залежах основным источником энергии являются: давление расширяющегося при снижении давления газа, упругие силы пласта и насыщающих его флюидов, напор краевых и подошвенных вод. Выделяется два вида природных режимов залежей: газовый режим и газоупруговодонапорный.

5.3.1 Газовый режим

Основным источником энергии, продвигающей газ к забоям скважин, является упругое расширение сжатого газа. Такой режим характерен для залежей, которые литологически экранированы от законтурной системы вод.

Отличительной чертой газового режима является то, что снижение пластового давления в залежи при разработке пропорционально отбору газа. Кривая зависимости – отбор газа (где z – коэффициент сверхсжимаемости газа, P_пл – пластовое давление) позволяет при экстраполяции первичных данных разработки оценить величину начальных запасов газа (рисунок 24).

Рисунок 24 – График зависимости падения давления от отбора газа при неизменном объеме газоносной части пласта

5.3.2 Газоупруговодонапорный режим

Это режим, при котором проявляется кроме энергии расширяющегося газа энергия упругих сил породы, воды и газа, а также воздействие законтурной системы пластовой воды.

Для таких залежей характерна низкая проницаемость коллекторов, слабая гидродинамическая связь с пластовой водой.

На первом этапе разработки наиболее активно проявляется газовый режим, затем, по мере снижения давления в залежи, начинают действовать упругие силы и энергия пластовой воды. При этом отмечается подъем газоводяного контакта (ГВК). Коэффициент газоотдачи при эксплуатации залежи на этом режиме 0,7-0,85.

5.4 Типы залежей углеводородов

Нефть и газ могут находиться в залежах либо в однофазном (нефть или газ), либо в двухфазном (нефть и газ одновременно) состоянии. В нефти, как правило, растворен газ. Часть газа находится в свободном состоянии. В газе часто растворены жидкие компоненты нефти, образующие при снижении давления и температуры конденсат. Соотношение жидких и газообразных компонентов, их состав и взаимоотношение являются наиболее существенными характеристиками залежей. Нефть, газ и вода распределяются в коллекторе соответственно плотности: вода подстилает залежь, на ней залегает нефть, выше – газ.

Выделяют залежи нефтяные и газовые. Среди нефтяных можно выделить однофазовые, в которых весь газ растворен в нефти, и двухфазовые, в которых нефть полностью насыщена газом, а его избыток образует газовую шапку. Газовые залежи делят на газовые, нефтегазовые (с нефтяной оторочкой), газоконденсатные. Залежи относят к нефтяным или газовым в зависимости от того, какой компонент преобладает (рисунок 25).

а – нефтяная; б – газонефтяная; в – нефтегазовая; г - газовая. Условные обозначения: 1 – нефть; 2 – газ; 3 – вода.

Рисунок 25 – Залежи разного фазового состояния

В газовых залежах и газовых шапках часто содержится конденсат в различных количествах. При снижении пластового давления конденсат начинает выпадать частично в пласте, частично выноситься на поверхность вместе с добываемым газом. В большинстве залежей давление начала конденсации близко к начальному пластовому, т.е. газ полностью насыщен жидкими растворенными компонентами.

На территории платформ, в том числе на западе Оренбургской области, преобладают залежи трех типов: пластовые, массивные и пластово-массивные.

Пластовые залежи имеют контакт с законтурными водами только в пределах площади между внешним и внутренним контурами нефтеносности. В пределах внутреннего контура пласт насыщен только нефтью (рисунок 26).

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контур нефтеносности (контур водоносности); 2 – внешний; 3 – внутренний; 4 – поверхность газонефтяного раздела; контур газоносности; 5 – внешний (контур газовой шапки); 6 – внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая; 13 – газонефтяная; 14 – нефтяная; 15 – водонефтяная.

Рисунок 26 – Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А. Еременко)

Группа массивных и пластово-массивных залежей включает две подгруппы – залежи в структурных и эрозионных выступах. Характерной особенностью таких залежей является единство зеркала водонефтяного или водогазового контакта по всему массиву независимо от характера и количества продуктивных пластов и разделяющих их флюидоупоров. Объем массивных залежей меняется в очень широких пределах за счет высоты: от нескольких метров до сотен и более метров (Оренбургское месторождение, Карачаганак и др.).

Пластовые и массивные залежи отличаются также по характеру движения флюидов в процессе разработки. В залежах пластового типа жидкость движется по напластованию пород – коллекторов, в залежах массивного типа – как по напластованию, так и вкрест ему за счет подъема ВНК (ГВК).

Типы массивных залежей показаны на рисунке 27.

а – в структурном выступе (антиклинальной складке, куполе и т. д.); б – в эрозионном выступе. Условные обозначения: 1 – нефть; 2 – вода; 3 – трещинные породы; ВНК – водонефтяной контакт.

Рисунок 27 – Массивная залежь

Можно выделить еще один тип залежей углеводородов – это залежи, не имеющие контакта с законтурной системой вод за счет литологического или какого-либо другого ограничения. В качестве примера приведен рисунок 28.

- 1170-1140 – изогипсы;

I-I – положение профилей;

Условные обозначения: 1 – газ; 2 – контур залежи; 3 – глина; 4 – песчаник.

Рисунок 28 – Газонефтяная залежь в русловых песчаниках месторождения Медисин-Ривер, Канада (по П. Уитроу)