8. РЕЖИМЫ  РАБОТЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

     В газоносных пластах обычно наблюдаются  два основных режима:

     1) газовый, или режим расширяющегося  газа;

     2) водонапорный режим (лучше газоводонапорный), когда движущей силой является не только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.

     В процессе эксплуатации залежи распределение  давлений в ней существенно отличается от распределения давлений в нефтяной залежи. Это связано с тем, что воронка депрессии в газовых пластах более крутая, чем в нефтяных, и поэтому пластовое давление в них уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту.

     Всякое  изменение давления в скважине очень  быстро распространяется на весь пласт. Это происходит вследствие очень  малой вязкости газа и часто из-за значительной проницаемости продуктивных горизонтов для газов газовых  месторождений. Поэтому при более  или менее однородной физико-геологической  характеристике газовой залежи пластовое  давление в ней в процессе эксплуатации можно считать всюду одинаковым, за исключением небольших зон, непосредственно  примыкающих к забоям скважин. Однако указанное распределение давлений и равномерность снижения пластового давления зависят от степени литологической однородности и фациальной изменчивости пород газовой залежи. Иногда встречаются  продуктивные газоносные горизонты  настолько литологически неоднородные, что по отдельным их зонам следует отбирать различные количества газа в целях создания равномерного снижения давления по всей газовой залежи.

     Газовый режим обычно наблюдается в залежах  газа, приуроченных к линзам или  к пластам, имеющим ограниченное распространение. Иногда в пониженной части таких коллекторов находится  вода, которая является практически неподвижной и не влияет на режим работы газового пласта.

     Водонапорный  режим газовой залежи в свою очередь  может быть собственно водонапорным, когда активные краевые воды продвигаются от области питания под действием  силы тяжести гидростатического  столба жидкости, и упруго-водонапорным, когда краевые воды продвигаются под действием сил упругости жидкости и пород пласта.

     Очевидно, для газовых месторождений условия  образования водонапорного и  упруго-водонапорного режимов те же, что и для нефтяных месторождений, т. е. необходимы хорошая проницаемость пород пласта, активность контурных вод и наличие больших масс жидкости (при упругом режиме).

     Однако  в условиях эксплуатации газовых  и нефтяных месторождений имеется  существенное различие, влияющее на их режимы. Дело в том, что вязкость газа примерно в 100 раз меньше вязкости воды, а это создает наилучшие  условия для движения газа в пористой среде газовых месторождений. Нефть  же, добываемая из нефтяных месторождений, имеет вязкость, в большинстве  случаев значительно большую вязкости воды. Лишь иногда вязкость нефти в пластовых условиях бывает примерно равной вязкости воды. Поэтому условия отбора газа из газовых месторождений и нефти из нефтяных месторождений различны.

     Технология  разработки и эксплуатации газовых  месторождений позволяет добывать газ значительно более высокими темпами по сравнению с темпами  добычи нефти на нефтяных месторождениях. Краевые воды при данных темпах отбора газа из пластов газовых месторождений, как правило, не могут восполнить объемы извлекаемого из пласта газа настолько, чтобы обеспечить поддержание пластового давления. Поэтому водонапорные режимы газовых месторождений с полным восполнением краевой водой объемов  извлекаемого из пласта газа на практике встречаются чрезвычайно редко  и в большинстве случаев при  разработке газовых месторождений  даже при условии продвижения  контурной воды пластовое давление снижается.

     Отношение объема воды, поступающей в эксплуатирующийся  газовый пласт за определенное время, к объему газа (в пластовых условиях), отобранному из пласта за то же время, называют коэффициентом возмещения. Если, например, из пласта со средним  пластовым давлением 10 МПа в течение  года отработано 100 млн. м3 газа (в пластовых  условиях это составит приблизительно 1 млн. м3) и при этом в залежь поступило 50 тыс. м3 воды, то коэффициент возмещения составит 5 %.

     Коэффициенты  возмещения у большинства газовых  месторождений очень малы, и режимы их следует рассматривать приближающимися к газовому.

     Однако  коэффициент возмещения — величина непостоянная, меняющаяся во времени. Контурная вода продвигается под  влиянием создаваемой в процессе эксплуатации разности давлений на контуре газовой залежи и на контуре питания водоносного пласта. В первый период разработки и эксплуатации залежи скорость продвижения контурных вод незначительная, так как разность давлений на контуре залежи и на контуре питания водоносного пласта мала. Но по мере эксплуатации залежи пластовое давление будет значительно падать, следовательно, увеличатся разность давлений и соответственно поступление воды в залежь. Следовательно, коэффициенты возмещения также возрастут. На конечной стадии разработки месторождения пластовое давление значительно снизится и при некотором падении добычи газа, происходящем обычно в этот период, коэффициент возмещения может существенно возрасти и достигнуть величины, достаточной для возмещения всего отбираемого в этот период из пласта количества газа.

     Режим газовой залежи и коэффициент  возмещения можно определить непосредственным наблюдением за продвижением воды по скважине, а также расчетным путем. Однако из-за значительных расстояний между скважинами, достигающих 1,5— 2 км, и недостаточно совершенных  методов отбивки положения контакта газ—вода в скважинах определение  скорости продвижения краевой воды в газовых месторождениях путем наблюдения весьма затруднительно.

     Изменение в процессе эксплуатации залежи объема порового пространства, занимаемого  газом, легче определять по соотношению  между объемом извлекаемого газа и падением среднего пластового давления в залежи.

     При газовом режиме количество газа, извлекаемого из пласта при снижении среднего пластового давления на 0,1 МПа, для различных  интервалов времени является величиной  постоянной. Для водонапорного режима эта величина для различных интервалов времени неодинакова, и возрастает в ходе эксплуатации.

     В самом деле, количество газа V, извлекаемого за какой-либо период времени при  снижении давления на 0,1 МПа, определяется соотношением 

     где p1 и р2 — давления на первую и вторую даты замера, МПа; Q — суммарное количество газа, добытого между первой и второй датами замера, м3.

     Для газового режима величина V остается постоянной и в других интервалах времени  эксплуатации залежи.

     Для водонапорного режима вследствие поступления  краевой воды давление ко второй дате установится не р2, а р12 при этом р12>р2.

     В этом случае, как это следует из формулы, получим 

     причем

     ЗАКЛЮЧЕНИЕ

     Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих  от физико-геологических природных  условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации.

     Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения  контура нефтеносности и т. п.

     Рост  добычи нефти при упруго-водонапорном режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления.

     При водонапорном режиме основным видом  энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

     Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки  и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры.

     При режиме растворенного газа нефть  продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

     Основными факторами, обусловливающими тот или  иной естественный режим пласта, являются геологические условия, а именно: структурно-тектонические особенности  строения пород, с которыми связана  залежь нефти, физические и литологические свойства коллекторов (особенно проницаемость), физико-химические свойства воды, нефти  и газа и т. п. Поэтому при изучении режима залежи нефти следует учитывать  общие геологические условия  формирования и распределения залежей  нефти в пределах рассматриваемой  нефтегазоносной области.

      СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти  и газа. М, Недра, 1992г.
2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1981г.
3. Каналин В.Г., Вагин СБ. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М, Недра, 1977г.
4. Чоловский ИЛ, Тимофеев В.А. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М, Недра, 1992г.