Режимы газовых месторождений.

Для газоносных пластов основные источники пластовой энергии: напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа.

Водонапорный режим.

Основной источник энергии – напор краевых (подошвенных) вод. При равенстве объемов извлеченного газа и поступившей в пласт воды, пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается подъемом газо-водяного контакта. Водонапорный режим газовых пластов встречается редко.

Упруго-газо-водонапорный режим.

Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды и породы, а так же расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая.

Действие упругих сил воды и породы проявляется в газовой залежи не сразу, поскольку при первых отборах газа снижается незначительно. Однако даже небольшое снижениевызовет расширение газа, напор которого и будет единственным источником пластовой энергии на первом этапе разработки.

Стабильный отбор газа способствует снижении. не только внутри залежи, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы. Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объем пласта, поднимая газо-водяной контакт. Напор, создаваемый упругими силами, воды и породы, не компенсирует падение, которое продолжает снижаться. Упруго-газоводонапорный (смешанный) режим часто встречается в газовых залежах.

Газовый режим.

Он возникает при условии когда единственным источником пластовой энергии является энергия самого сжатого газа. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам. Характерной особенностью этого режима является постоянство отношения суммарного количества газа, добытого из залежи за время Δtк депрессии давления залежи за тот же период.

i=1,2,3…t.

Газовый режим может возникнуть в залежах, в которых действуют водонапорный и упруго-водонапорный режимы, если темпы отбора газа будут существенно превышать скорость поступления краевых вод.

Коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи.

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти. Отношение извлеченного количества нефти к её первоначальным запасам в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи:

Он зависит от физических свойств породы и пластовых жидкостей, режима работы залежи, показателей разработанного месторождения (сетки скважин, темпа отбора жидкости из пласта и т.д.). Наибольшая нефтеотдача отмечается в условиях вытеснения нефти водой. Это связано с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть значительно большими по сравнению с энергией свободного газа, сжатого в газовой шапке и энергии растворенного газа. Это объясняется так же большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношения вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Вода обладает лучше отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из нефти, ниже эффективности любого другого источника пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объемом газа в пласте и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа к скважинам. Кроме того, газовая фаза не смачивает породу пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

В газовой шапке газ перемещается к забою скважин и первоначально происходит поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой её газонасыщенности. Однако, при большой неоднородности пластов снижается. Снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью породы газом и малой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи.

Значительное влияние на нефтеотдачу пластов оказывает большая удельная поверхность пород. Часть нефти, находящаяся в пленочном состоянии в многочисленных порах может быть удалена из пласте лишь каким-либо методом воздействия на пласт.

Согласно экспериментальным и статистическим данным по промыслам , в зависимости от режима работы пласта достигает следующих значений:

Водонапорный режим 0,5-0,8

Газонапорный режим 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,3

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатныхпластов, как правило, выше, чем . В отличие от нефти газы газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньше, чем вязкость легких нефтей); вследствие большой упругости, сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации с пористой среде, при этомможет уменьшаться до значений, близких к атмосферному. Поэтому коэффициент газоотдачи может достигать 90-95%, хотя практически бывает ниже из-за влияния множества факторов.

Один из факторов – остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Наибольшая газоотдача может быть достигнута при снижении до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважине будут равными или даже ниже атмосферного (относительно газа под вакуумом). Однако дебиты при этих условиях становятся очень низкими. Поэтому конечный коэффициент газоотдачи при расчетах принимают не более 0,7-0,8.