Гравитационный режим

Гравитационный режим – силы тяжести и гравитации.

При этом размеры залежи уменьшаются за счет иссушения верхней части залежи.

Проявляется: 1) после РРГ

2) при большой высоте залежи (при крутых углах падения слоев)

3. при высокой проницаемости

Характерно: разработка залежи при гравитационном режиме осуществляется крайне низкими темпами (КИН до 0,1)

Природные режимы газовых залежей

Естественные силы: напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа.

Режимы газовых залежей зависят от: геологических условий, темпов разработки залежей

В связи с тем, что проницаемость газа примерно в 100 раз выше проницаемости нефти, перераспределение пластового давления в газовой залежи происходит гораздо быстрее, чем в нефтяной.

Различают: водонапорный режим, упруговодо(газо)напорный режим и газовый режим.

Водонапорный режим

Силы: напор краевых вод.

Условия проявления режима аналогичны условиям в нефтяной залежи.

Эти условия способствуют сильному напору краевых вод, которые при образовании перепада давлений вскоре после начала отбора газа внедряются в залежь и занимают объем отобранного газа.

При равенстве объемов отобранного газа и внедрившейся в залежь пластовой воды, давление пласта практически не снижается, а ГВК постепенно повышается. Очень редко встречается в природе.

Упруговодогазонапорный режим

Силы: упругие силы воды и породы, силы расширяющегося газа.

Действие упругих сил более существенно, нежели действие сил расширяющегося газа. В случае плохой проницаемости пласта, сильной геологической неоднородности пласта-коллектора, и когда область питания для залежи находится на значительном удалении от зоны добычи, т.е. наблюдается слабая гидродинамическая связь между зоной питания и газовой залежью.

Действие упругих сил породы и воды проявляется не сразу, поскольку на начальной стадии давление пласта меняется незначительно. Однако незначительное снижение давления способствует установлению в залежи газового режима. Однако, непрекращающийся стабильный отбор газа снижает пластовое давление не только внутри газа, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы, направленных в сторону залежи. Пластовая вода постепенно внедряется в залежь, занимает освободившийся объем, наблюдается постепенный подъем ГВК. Напор, создаваемый упругими силами, не компенсирует снижение пластового давления, которое при стабильных отборах газа продолжает снижаться.

Газовый режим

Силы расширяющегося газа.

Проявляется в запечатанных ловушках, образовавшихся за счет тектонического экранирования и литологического ограничения.

Залежи обычно небольших размеров.

Для газового режима характерно: снижение пластового давления пропорционально отбору газа, т.к. внешних источников для поддержания пластового давления нет. На практике для характеристики режимов газоносных пластов используют коэффициент возмещения – он равен отношению объема поступившей за определенное время в пласт воды к объему газа в пластовых условиях, который был отобран за это же время. Для идеального водонапорного режима коэффициент возмещения=1, для идеального газового=0.

Величина отбора газа в газовых залежах с газовым режимом пропорциональна падению пластового давления и является постоянной величиной. На этом принципе основан метод подсчета запасов свободного газа в газовых залежах.

Картинка пример кривой падения давления при газовом и упруговодонапорном режиме

1 - нормальный закон падения пластового давления

2 - внедрение пластовых вод в залежь, проявление упруговодонапорного режима

3- если есть заколонные перетоки, то кривая отклоняется влево

Временная классификация запасов м/р перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (Приложения №3 к Приказу МПР РФ от 7 февраля 2001 - №-126 СКАЧАТЬ стр.13-16)

Лекция 6

Подсчет запасов УВ объемным методом. Действующая временная классификация запасов и ресурсов нефти и газа, 2001 год.

Объемный метод подсчета запасов для нефти

Q_н0=F*h_нн*K_п*K_нн*p_н*Ɵ

Q_н0 – начальные геологические запасы нефти тыс.т

F- площадь нефтеносности

Запасы нефти определяются в стандартных условиях. Плотность нефти определяется по глубинным пробам в результате дифференциального () разгазирования. Пересчетный коэффициент – учитывает усадку нефти, равен 1/b, где b – объемный коэффициент нефти. Площадь определяется внешним контуром нефтеносности, линией тектонического нарушения и границей отсутствия пласта-коллектора.

F*h_нн – объем коллекторов залежи

F*h_нн*К_п – объем пустотного пространства коллекторов

F*h_нн*К_п*К_нн - объем пустотного пространства коллекторов, насыщенных нефтью

Извлекаемые запасы определяются Q^извл_н=Q_н0*КИН

Q_{г0 раств} = Q_н0*r₀

Статический

Метод коэффициентов основан на определении коэффициента вытеснения и коэффициента охвата

КИН=Кохв*Квыт

Кохв- отношение объема пустотного пространства занятого вытесняющим агентом к общему объему пространства коллекторов содержащих нефть. Характеризует долю пород коллекторов охватываемых процессом разработки. Определяется по картам распространения коллекторов, профилям и данным глубинных дебитометров.

Квыт-определяется в лаб условиях не керне при длительной промывке – отношение вытесненной нефти при длительной промывке объема пустотного пространства в который проникла вода к начальному содержанию нефти

Расчетный метод – основан на получении динамики добычи нефти и жидкости, обводнения и выбытия скважин из эксплуатации = адаптация модели к результатам разработки залежи.

Qг0 = F*h_г*K_п*K_г*K_t*K_р

K_t=(T₀-t_ст)/(T₀+t_пл), Т₀=293°С, t_ст=20°С

К_р=P₀*a₀-P_ост*a_ост/Р_ст

Геологические запасы - массовое количество нети и объемное содержание газа, которое находится в изученных бурением залежах.

Геологические ресурсы – количество нефти и природного газа и объемное содержание газа которое содержится в невскрытых ловушках fuck!!!!