Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн - начальная масса газа в пласте;

М(t) - оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб - масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) - масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных - снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

Вопрос №6 Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).

Газовый режим (режим расширяющегося газа).При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт - газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.

Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.

Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса

где - начальное, текущее и добытое количество газа.

Заменяя в последнем уравнении G через объем W и плотность r газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния, имеем:

, (2.11)

где р н и р т - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; W н,W т - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; W в - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с р н до р т; Q д - количество газа, добытое из залежи при снижении давления с р н до р т , приведенное к стандартным условиям; z н,z т,z ст - коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z ст =1), R н,R т,R ст - газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Т н иТ к - температура в залежки соответственно начальная и текущая;Т ст =293К. Можно считать, что при движении газа в пласте

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то

Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений.

При газовом режиме в уравнении (2.11) W в =0 и W н =W =const. В этом случае уравнение (2.11) перепишется в виде:

где

Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2.20) запишется несколько в другом виде:

Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Q д, добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи за тот же промежуток времени согласно (2.21) есть величина постоянная:

. (2.14)

Если a в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение a со временем уменьшается.

Для многопластовых место-рождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2.21) или (2.23), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.

При разработке газоконденсатной залежи в пласте при снижении Р ПЛ до Р Р в пласте выпадает конденсат. Уравнение материального баланса имеет вид:

т.е. начальная масса М Н газоконденсатной смеси в пласте равна сумме текущей массы газоконденсатной смеси в пласте М(t ) , массы выпавшего в пласт сырого конденсата к моменту времени t – М К (t ) и массы добытого М q (t ) пластового газа.

В случае газового режима уравнение материального баланса для газоконденсатной залежи можно записать в виде:

где:
– соответственно начальный газонасыщенный поровый объем

залежи и объем пор пласта, занятых выпавшим сырым конденсатом

к моменту времени t ,

–начальное и текущее среднее пластовое давление,

–коэффициенты сверхсжимаемости газоконденсатной смеси при Т ПЛ и

соответственно при Р Н и
,

–соответствующая плотность газа начального и текущего состава

приведена к Р АТ и Т О ,

–плотность выпавшего в пласт сырого конденсата на момент

времени t , приведенное к давлению
иТ ПЛ .

При определении массы добытого пластового газа на момент времени t используется следующее рекуррентное соотношение:

(возвратные последовательности, каждый следующий член которых, начиная с некоторого, выражается по определенному правилу через предыдущие)

где:
- масса добытого пластового газа на момент времениt – Δ t ,

Q q .С.Г. * (t - Δ t ) – добытое количество сухого газа на момент времени t и t – Δ t

соответственно, приведённое к Р АТ и Т О .

Δ t – шаг во времени

–объемный коэффициент сухого газа (коэффициент перевода газа в

пластовый газ)

Зависимость

,
,
, и
наиболее достоверно определяются в результате экспериментальных исследований с использованием бомбыPVT .

Часто используются зависимости по данным Рейтенбаха Г.Р., полученные для Вуктыльского месторождения, (Р Н = 37 МПа, Р Р = 33 МПа, конденсат содержит (500 см 3 /м 3) которые имеют вид:

1 – ρ к 2 - 1 – z 2 - β

Деформационные изменения в продуктивном пласте.

При разработке залежей газа приуроченных к карбонатным коллекторам, мы сталкиваемся с существенным изменением проницаемости и пористости коллектора при наличии трещиноватости.

Лабораторные исследования показали, что при снижении внутрипластового давления Р ПЛ коэффициенты пористости и проницаемости уменьшаются.

Экспоненциальная зависимость коэффициента пористости m от давления имеет вид:

где: – коэффициент пористости соответствующий давлениямР Н и Р ,

–коэффициент сжимаемости пор, 1/МПа .

Уравнение материального баланса для газовой залежи с деформируемым коллектором при допущении Z = 1 имеет вид:

(уравнение используется при Z ≥ 0,8 )

При деформации пласта – коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется за счет уменьшения порового объема и расширения остаточной воды, т.е. текущий коэффициент газонасыщенности является функцией давления
.

Тогда уравнение материального баланса записывается в виде:

где:
– коэффициент объемной упругости жидкости

В

лияние деформации пласта – коллектора на зависимость
показано на графике.

1– зависимость при недеформированном коллекторе.

2– зависимость для деформируемого коллектора.

Вследствие деформации продуктивного коллектора кривая (2) располагается выше соответствующей кривой зависимости при отсутствии деформации (1), что объясняется уменьшением во времени порового объема залежи.

При = 0 линии (1) и (2) сходятся в одну точку, т.к. независимо от деформации пласта, добытое количество газа к моменту, когда= 0 должно быть равно начальным запасом газа в пласте.

Уравнение материального баланса для ГЗ это одно из основных соотношений исп-ующиеся при расчете показателей разр-ки и анализе разр-ки.

Согласно принципу материального баланса

М ост (t) = М н - М доб (t) (1)

где М ост (t) – масса оставшегося г в пласте на момент времени t; М доб (t) – масса извлеченного г в пласте на момент времени t.

W н - начальный геометрический объем поровый залежи

Средняя газонасыщенность пласта

W н =const – начальный газонасыщенный объем залежи

Перепишем соотношение (1) через газонасыщенный объем залежи и соответствующие плотности газа.

W н r(t)= W н r Н -М доб (t) (2)

r=r(P,T) (3); Т пл =const (4);

r=r(Р,Т пл) (5)

r(t)= r( (t), Т пл) (6)

r Н = r(Р Н, Т пл) (7)

По з-ну Клайперона-Менделеева для любого давления и любой тем-ры можно записать соотношение:

r=Р×Т ст ×r ст /(z(Р,Т)××Р ст ×Т) (8)

Тогда из (6) следует, что

r t = (t)×Т ст ×r ст /(z( (t),Т пл)×Р ат ×Т пл) (9);

А из (7) будет следовать, что

r н =Р н ×Т ст ×r ст /(z(Р Н, Т пл)×Р ат ×Т пл) (10)

Обозначим z( (t),Т пл)= z̃

z(Р Н, Т пл)=z Н

Подставим соотношение (9)и (10) в (2) и получим

W н (t)×Т ст ×r ст / (z̃ Р ст ×Т пл)= W н Р н ×Т ст ×r ст /(z Н Р ст ×Т пл) - М доб (t) (11)

(t)/ z̃с М доб (t)/( W н Т ст ×r ст) (12)

Q доб (t)= М доб (t)/ ×r ст – объем добытого газа на момент времени t, приведенный к стандартным условиям.

Уравнение материального баланса при ГР следующие:

(t)/ z̃= Р н / z Н - Р ст ×Т пл Q доб (t)/ ( W н Т ст) (13)

24. 29 Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давлеия. Графический и аналитические способ обработки данных разработки. При опр-ении начальных (дренируемых) запасов г исп-ют метод падения Р пл. Извлекаемые промышленные запасы - это запасы г, к-е можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из мест-я. Извлекаемые запасы г, опр-яемые конечным коэф-нтом газоотдачи. В основе метода лежит уравнение материального баланса для ГЗ.

Опр-ив средние Р пл и соответствующие им добытые кол-ва г на различные моменты, по уравнению материального баланса с исп-нием метода наименьших квадратов можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства aW н, а затем и запасы г. Для более правильного опр-я запасов г по падению среднего Р пл промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения дефектные точки. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью опр-ять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Уравнение материального баланса при ГР:

(t)/z()=P н /z н -Р ат Q доб (t)T пл /(aW н ×Т ст) (1)

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы г Q доб, по оси ординат - /z() на разные моменты времени. Из уравнения (1) следует, что в этих координатах зав-мость /z()=f представляет собой прямую линию. При Q доб =0 из (1) вытекает, что /z()=P н /z н. При (t)=0 из (1) получаем:

Q доб (t)=aW н ×P н ×Т ст /(z н ×Р ат ×Т пл) (2)

Правая часть уравнения - начальные запасы г в пласте, приведенные к Р ат и Т ст. Следовательно прямая линия отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной начальным запасам г в пласте, приведенным к ст.у.

Если зав-мость /z()=f имеет начальный прямолинейный участок и выполняются достаточные условия для опр-я режима залежи, то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов г в пласте.

Из предыдущих рассуждений следует, что при ВНР зав-мость /z()=f криволинейная в отличие от прямой для ГР. Следовательно, в результате обработки промысловых данных в координатах /z()-Q доб (t) можно установить режим мест-я, а также оценить начальные запасы г в пласте. В начале разр-ки поступление воды в залежь может не оказывать существенного влияния на изменение среднего Р пл, т.е. начальный участок зав-ти /z()=f часто прямолинеен, и изменение Р пл описывается уравнением, справедливым для ГР. Экстраполяция подобных прямолинейных отрезков до оси абсцисс для опр-я начальных запасов г в пласте недопустима.

Накоплен значительный опыт применения метода падения среднего Р пл для опр-я запасов г в пласте. Анализ зав-ти /z()=f и других факторов во многих случаях позволил достоверно установить режим разрабатываемых мест-й. Метод падения Р пл следует исп-ть при отборе из пласта 5-10 % запасов г. Объясняется это тем, что обнаружить заметное изменение во времени среднего Р пл можно лишь в период второй фазы неустановившейся фил-и г, когда Р падает в каждой точке пласта.

При ВНР все чаще для опр-я начальных запасов г применяется метод материального баланса. Согласно этому методу на последние несколько дат строятся карты равных значений отметок ГВК. По этим картам и коэф-нту остаточной газонасыщенности оцениваются объемы поступившей в залежь воды и защемленного г на рассматриваемые даты. После этого с исп-нием уравнения материального баланса для водонапорного режима находятся запасы г на основе фактических данных разр-ки на требуемые даты. Искомая величина запасов устанавливается в результате усреднения полученных данных на разные даты.

Лекция 2. Уравнения разработки залежи (часть 1)

При расчетах показателей разработки месторождений основными являются уравнения:

• · материального баланса,
• · технологического режима эксплуатации скважин,
• · притока флюидов к скважине,
• · движения в подъемных трубах.

Решение этой системы уравнений позволяет находить закономерности движения флюидов в залежи и в скважине.

Уравнения материального баланса

Уравнения материального баланса используются для определения показателей разработки месторождений, запасов залежей по данным об отобранных из них объемах газа и жидкости.

Согласно принципу материального баланса, начальная масса Мн нефти в пласте равняется отобранной к моменту t массе нефти Мдоб и оставшейся в пласте массы нефти Мост:

Анализ разработки нефтегазовой залежи на основе промысловых данных с помощью метода материального баланса

Обозначим общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн, объем пласта, занятого газовой шапкой Vг. При начальном пластовом давлении, равном давлению насыщения нефти газом Рнас, объемный коэффициент нефти bно, объемный коэффициент газа газовой шапки bго, начальное газосодержание нефти Г0.

При отборе из залежи Qн нефти (в стандартных условиях) и воды Qв среднее пластовое давление снизилось до величины Р. При давлении Р объемные коэффициенты нефти bн, газа bг, воды bв, газосодержание нефти Г. За рассматриваемый период разработки в залежь вторглось пластовой воды Wв, а средний газовый фактор составил величину.

Используем метод материального баланса. В залежи при начальном пластовом давлении и температуре содержалось Gн* bно нефти. В момент времени разработки, когда давление снизилось до текущего значения Р, объем нефти стал (Gн? Qн) bн. Количество отобранной нефти определится:

Изменение количества свободного газа в пласте определим с учетом объема его, выделяющегося из нефти при понижении давления.

В начале разработки количество свободного газа в пласте определяется его содержанием в газовой шапке. Если относительный объем газовой шапки обозначить через

то объем свободного газа в пласте составит GнbноГш, а общее количество газа с учетом объема, растворенного в нефти определится выражением:

Если за рассматриваемый период разработки из залежи отобрано газа вместе с нефтью (- средний за этот период газовый фактор), то объем свободного газа в пласте при давлении Р выразится так:

Уменьшение объема свободного газа в пласте определится разностью между его запасами в начальный момент времени и при текущем давлении:

Объем воды в залежи изменился за рассматриваемый период разработки на величину:

Так как незначительные изменения объема порового пространства в пределах нефтегазовой залежи в процессе разработки не учитываем, то получаем, что сумма изменений объемов нефти, свободного газа и воды должна быть равна нулю. С учетом (2.1), (2.2) и (2.3) приходим к равенству выражения:

выражению (2.3)

Это равенство (под номером 2.4) и представляет собой обобщенное выражение материального баланса при разработке нефтегазовой залежи без учета изменения ее порового объема от давления.

Введем обозначение:

Этот «двухфазный объемный коэффициент», зависящий от давления, характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного. Очевидно, что при начальном пластовом давлении, когда, значение.

Преобразования уравнения (2.4) с учетом (2.5) приводят к расчетной формуле начальных запасов нефти в нефтегазовой залежи:

Если бы залежь не имела связи с законтурной областью, то вода в нее не смогла бы вторгаться () и не отбиралась бы с нефтью (). При этом начальные запасы нефти в нефтегазовой залежи определялись бы последним выражением без члена в ее числителе.

Для оценки влияния механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи приведем последнее уравнение к следующему виду:

Разделив обе части этого равенства на его правую часть, получим выражение, равное единице:

Числители слагаемых в левой части полученного выражения характеризуют соответственно изменение начального объема нефтяной части залежи, начальной газовой шапки и эффективный объем поступившей в залежь воды. Общий знаменатель всех слагаемых выражает пластовый объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении. Очевидно, каждое слагаемое представляет долю (коэффициент нефтеотдачи) в общей добыче из залежи, получаемую за счет различных механизмов. В обозначениях Пирсона, который впервые получил уравнение, запишем относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Пример 2.1

Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи.

Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн = 13,8·107 м3 , объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг = 2,42·107 м3.

Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом, =Рнас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давлении bно = 1,34 м3/ м3; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м3/ м3; начальное газосодержание нефти = 100,3 м3/ м3.

При отборе из залежи Qн = 3,18·106 м3 нефти (в стандартных условиях) и воды Qв = 0,167·106 м3 , среднее пластовое давление снизилось до Р=13,6 МПа, газосодержание уменьшилось до Г = 75 м3/ м3. При давлении Р=13,6 МПа объемный коэффициент нефти bн = 1,28 м3/ м3 , а объемный коэффициент газа bг = 0,00849 м3/ м3, объемный коэффициент воды bв = 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м3/ м3, в залежь вторглось воды из законтурной области

Wв = 1,84·106 м3.

Подсчитаем начальные запасы нефти. Сперва определим относительный начальный объем газовой шапки и величину двухфазного объемного коэффициента по соответствующим формулам:

Запасы нефти в пласте составят величину:

За рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеотдачи при относительном снижении пластового давления на 26,1% составил:

Разработка нефтегазовой залежи при отсутствии гидродинамической связи с водонапорным бассейном (количества вторгшейся и отобранной воды равны нулю) и исходных данных предыдущей задачи могла бы осуществляться при начальных запасах нефти и коэффициенте нефтеотдачи м3, .

Оценим влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для м3.

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Сумма участия трех механизмов в добыче нефти равна единице. Интересно, что на рассматриваемый момент времени разработки залежи доминирующей формой пластовой энергии является энергия выделяющегося из нефти растворенного в ней газа. За счет этого фактора добыто 45 % нефти. На долю механизма вытеснения нефти водой приходится 31 % добытой нефти, за счет расширения газовой шапки отобрано 24 %.

Пример 2.2.

Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефтегазовой залежи и суммарный отбор газа из нее, обеспечивающий постоянный объем газовой шапки при снижении среднего давления в залежи от начального до Пластовая температураС. Общий объем пласта, занятый газовой шапкой, составляет м3. Средняя пористость, насыщенность порового объема связанной водой, содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки. Относительная плотность газа равна 0,66.

Решение. Определим объем газа в газовой шапке по известному объему пласта, пористости и насыщенности (в млн м3):

Объемный коэффициент газа вычислим по формуле:

где стандартное и среднее текущее пластовые давления; стандартная температура (273K) и температура пласта; z коэффициент сверхжимаемости.

Найдем значения z. Так, при начальном давлении z=0,914, а при текущем Pпл = 16,1 МПа значение z равняется 0,892. Получим:

bго,= 0,3663* 10-3*0,914*(374/22,1) = 0,00566 м3/м3 .

bг= 0,3663* 10-3*0,892*(374/16,1) = 0,00759 м3/м3 .

Для перевода объема газа из пластовых в стандартные условия воспользуемся обратными значениями полученных объемных коэффициентов:

176,7 м3/м3 .

138,1 м3/м3 .

Начальные запасы газа в стандартных условиях:

Gг. ст = 3,09*106*176,6 =545*106 м3

При понижении пластового давления объем газовой шапки увеличится, если не отбирать газ. Чтоб объем газовой шапки не изменился, необходимо добыть следующее количество газа:

Для условий задачи имеем:

К рассматриваемому в задаче моменту времени, когда давление в залежи снизится до 16,1 МПа, необходимо отобрать из газовой шапки 25,4 % от первоначальных запасов, чтобы размеры газовой шапки не изменились.

Уравнение материального баланса

Для того чтобы осуществлять расчеты про­цессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого ре­жима, при выводе к-го исходят из уравнения не­разрыв­ности массы фильтрующегося вещества.

24. Режим растворенного газа. Разновидности режима (режим чисто рас-го газа, смешанный режим, газонапорный режим)

При уменьшении давления ниже давления на­сыщения в раз­рабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выде­лившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газо­насыщенности в связи с прогрессирующим сни­жением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, обра­зуя в по­вышенной части пласта газовое скопле­ние - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднород­ность.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, на­зывают режимом растворенного газа. Если произо­шло отделение газа от нефти в пласте в целом и обра­зовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

При РРГ запасы пластовой энергии зависят от коли­чества растворенного газа в нефти.

25 . Виды заводнения и области их применения . В Настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти . С его помощью в СССР в начале 80-х годов было добыто свыше 90 % нефти .

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновид-ностей.

ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности ) (рис. 1). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

· степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности , что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

· предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

· расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местопо-ложение внешнего контура нефтеносности , чем круче и выдержаннее пласт,тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин и достижение равномерности перемещения водонефтяного контакта (ВНК).

Положительный эффект системы законтурного заводнения

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 10 4 м2 / скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче , достигающей 0,50 – 0,55 в сравнительно однородных пластах и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5 10 –3 Па с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти , выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуромнефтеносности , не вытесняя нефть из пласта.

ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважиныбурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (рис. 2).

Рис. 2. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении

Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностяминефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей (1 – 3 м).

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи , но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи .

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (рис. 3).

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

· разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

· барьерное заводнение;

· разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

· сводовое заводнение;

· очаговое заводнение;

· площадное заводнение.

Рис. 3. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выби-рается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литоло-гического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7).

Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д1 , Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других место-рождениях.

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве до-полнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осущест-вляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются.

Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности . Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя-титочечные, также линейные (рис. 4).

Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.