4.2.2. Режим газовых и нефтяных месторождений
(Слайд 1G4_10)
Под режимом газовых и нефтяных месторождений понимают характер и количество энергии, способствующей извлечению нефти и газа из пластов. На характер изменения сил, движущих нефть и газ к забою скважин, в значительной мере влияют темпы разработки.
Режим газоносных пластов бывает газовый, водонапорный и упруговодонапорный. Нефтеносные пласты рассматривают при режиме растворенного газа, газонапорном и водонапорном.
При газовом режиме движущей силой газа в системе пласт — скважина является давление газа в процессе его расширения. По мере равномерного отбора газа давление его в залежи падает. Добыча нефти из пласта осуществляется за счет расширения выделяющегося из раствора газа, замещающего объем, прежде занятый нефтью.
Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается при отсутствии продвижения контурной воды и отсутствии газовой шапки. Вытеснение нефти из пласта осуществляется также за счет внешних источников энергии, например, контурной воды — водонапорный режим или расширяющейся газовой шапки — газонапорный режим.
Водонапорный режим характеризуется восстановлением давления в нефтяной и газовой залежах в процессе их разработки за счет поступления пластовых вод, окружающих залежи. При этом, чем интенсивней поступает вода в пористое пространство пород-коллекторов продуктивного пласта вслед за извлекаемой нефтью (газом), тем меньше падает давление залежи. Различают идеальный водонапорный режим, при котором вода успевает полностью заместить газ или нефть, отобранные из пласта, и отстающий водонапорный режим, при котором вода только отчасти возмещает отобранные углеводороды.
Упруговодонапорный режим отличается от водонапорного следующим. При первом на залежь нефти или газа воздействуют упругие силы расширения поступающих в залежь пластовых вод, проявляющиеся в зоне падения давления (Щелкачев, 1948), тогда как при втором вода поступает в результате перепада давления между областями питания и разгрузки (региональный естественный поток, по Корценштейну, 1960).
4.2.3. Методы подсчета запасов нефти и газа
(Слайд 1G4_11)
Для подсчета запасов нефти применяют методы:
- объемный,
- статистический,
- материального баланса.
Объемный метод подсчета запасов нефти основан на геологических условиях распределения нефти в горных породах: нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и полезную пористость слагающих его пород. Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:
где Q — извлекаемый (промышленный) запас нефти в т;
F — площадь нефтеносности в м2;
h — мощность нефтенасыщенного пласта в м;
k0п — коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
qн— коэффициент нефтенасыщения;
n — коэффициент нефте-отдачи;
у — удельный вес нефти на дневной поверхности;
O — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.
Числовые значения коэффициентов, входящих в формулу объемного метода, определяются на основании геолого-промыслового изучения пласта и данных лабораторных исследований.
Методика определения параметров залежей нефти и газа для подсчета запасов объемным методом изложена М.А. Ждановым (1962), В.С. Мелик-Пашаевым, М.Н. Кочетовым, А.В. Кузнецовым и Л.П. Долиной (1963).
Статистический метод подсчета запасов нефти основан на изучении кривых падения дебита скважин с применением метода математической статистики. Кривые строятся по данным статистического мате-риала о добыче нефти за прошедшее время. При использовании их стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит скважин. Выявленными зависимостями руководствуются при построении кривых (называемых кривыми эксплуатации) и их экстраполяции для определения возможной добычи и запасов нефти. Цифра запасов нефти, определяемая по кривым падения дебита, выражает их в динамической форме, что имеет значение для практических выводов.
Используя методы математической статистики (построение логарифмических корреляционных таблиц; различных кривых: уплотнения, оценочных, падения дебита, производительности, накопления добычи, сглаживания кривых зависимости и др.), выявляют закономерности в изменении дебитов для отдельных участков пласта и для всего пласта.
Статистический метод можно применять для пластов с режимом растворенного газа, с газонапорным режимом и, как исключение, для пластов с неэффективным водонапорным режимом (Жданов, 1962).
Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в залежи в процессе ее разработки.
При применении этого метода на дату расчета строят карту изобар, по которой можно подсчитать среднее, арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление, являющееся исходным для определения всех параметров, зависящих, от пластового давления.
Вывод уравнений материального баланса основан на изучении баланса между первоначально содержащимися в недрах углеводородами и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе добычи нефти, воды и газа. Вывод уравнений материального баланса приведен М.А. Ждановым (1962), С.Д. Пирсоном (1961), Амиксом, Бассом и Уайтингом (1962).
Для подсчета запасов газа используют методы:
- объемный,
- по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах,
- по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.
Объемный метод подсчета запасов газа основан на установлении геологических границ распространения газовой залежи, характера порового пространства и соответствующем пластовом давлении.
Метод подсчета газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации залежи.
Для водонапорного режима залежи этот метод неприменим, однако при неэффективном водонапорном режиме его все же применяют.
Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов разделяются на две группы:
- балансовые,
- забалансовые.
Балансовые запасы удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации; забалансовые — нерентабельные для эксплуатации (низкое качество нефти и газа, малая производительность скважин, сложность эксплуатации и др.).
В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учитываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых флюидов определяется соответствующими технико-экономическими расчетами.
(Слайд 1G4_11А)
Запасы нефти и газа того или иного месторождения по степени их изученности подразделяются на четыре категории: А, В, С1 и С2.
Запасы по категории А наиболее детально разведаны, подсчитаны на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа; геолого-физические параметры пласта и состав флюидов также детально изучены.
Запасы по категории В еще требуют детализации. Они подсчитаны по данным промышленных притоков нефти и газа, полученным не менее чем по двум скважинам, вскрывшим продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках, а также в соответствии с благоприятными показателями каротажа скважин; геолого-физические и другие параметры в целом по месторождению изучены приближенно.
Запасы по категориям С1 и С2 выявлены приблизительно по данным геолого-поисковых или геофизических работ, при получении промышленного притока нефти или газа хотя бы по одной скважине (категория С1), по аналогии с соседними разведанными месторождениями; запасы по категории С2 устанавливают для новых структур, в пределах нефтегазоносных провинций (областей) по пластам, продуктивность которых известна по другим месторождениям. Кроме того, запасы по категории С2 устанавливают для неразведанных тектонических блоков и пластов, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных.