Укажите к чему приводит вторжение воды в газовую залежь

Роль воды в разрушении нефтяных и газовых залежей

Существование нефтяных и газовых залежей — это непрерывная борьба двух противоположностей — концентрирования и рас­сеяния УВ.

Первоначально УВ рассеяны по всему объему осадочных пород, и нужны определенные геологические и гидрогеологические условия, чтобы они смогли сконцентрироваться в ловушках. Когда залежи сформированы, начинается процесс их рассеяния из залежей. Подземные воды в течение длительного времени омывают нефтяные и газовые залежи, увлекают за собой частицы нефти и газа, раство­ряют их или выносят на поверхность в областях разгрузки. Если ско­рость движения вод велика, то залежи могут разрушиться. Различают механическое, физико-химическое, химическое и биологическое разрушения залежей.

Механическое (гидравлическое) разрушение залежей подземными водами начинается с образования наклона нефтеводяного или газо­водяного контакта. Наклон флюидных поверхностей прямо пропор­ционален гидравлическому уклону и зависит от плотностей контак­тирующих жидкостей (М. Хабберт). Если наклон флюидного кон­такта круче угла падения крыла сводовой ловушки, то нефть и газ полностью вымываются из нее, залежь исчезает (рисунок ниже).

Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при механическом действии вод

Условием сохранения залежи от механического разрушения яв­ляется неравенство θ

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Такой характер вторжения вод в залежь может вести к преждевременному отключению скважин, они перестают давать нефть и начинают давать воду. [16]

В условиях сравнительно интенсивного вторжения воды в газовую залежь точность определения запасов газа снижается из-за отсутствия информации о количестве вторгшейся воды в газовую залежь и изменении давления газа в газовой части залежи. Количество вторгшейся в газовую залежь воды зависит от разности давлений в газоносной и водоносной частях залежи, параметров пласта и упругих запасов водоносного бассейна. В начальной стадгш разработки разница в давлениях не велика, и поэтому темп падения пластового давления в газовой части близок к темпу газового режима. [17]

Представленная выше методика вторжения воды в газовую залежь была пригодна только для месторождений пластового типа, т.е. к контурным водам, и неприменима для оценки количества вторгшейся в газовую залежь подошвенной воды. [18]

Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Если ФО-1, вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий. [19]

Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий. [20]

Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов для различных факторов обводнения. Фактору обводнения ( ФО-0) соответствует газовый режим, т.е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза превышает предыдущий. [21]

При форсированной разработке темп вторжения воды в залежь увеличивается, приводя к преждевременному обводнению. [22]

Таким образом, объем вторжения воды за второй период врзрос в 4 раза благодаря тому, что суточный расход увеличился вдвое ( падение давления возросло в 2 раза) и вдвое увеличился период эксплуатации. [24]

При формализованном описании утечки и вторжение воды могут быть учтены введением в уравнение материального баланса некоторых дополнительных членов и поправочных коэффициентов. Поскольку априорная информация о проявлении подобных процессов зачастую отсутствует, то задача идентификации математической модели упругого пласта должна быть поставлена в широком смысле: требуется определить не только параметры ( коэффициенты) модели, но и саму структуру модели. Последнее необходимо потому, что вид модели косвенным образом учитывает проявление тех или иных процессов, влияющих на баланс жидкостей. [25]

Эти данные необходимы при прогнозных расчетах вторжения воды в газовую залежь. [27]

Это приводит к непрерывному увеличению скорости вторжения воды в нефтяную зону и нефти в газовую зону. [28]

Источник

Режимы газовых залежей

Источники пластовой энергии

ЛЕКЦИЯ 4. РЕЖИМЫ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Основными источниками пластовой энергии, под действием кото­рых газ притекает к забоям скважин, являются энергия напора пласто­вых вод, энергия сжатого газа и энергия упругости сжатых пород и жид­костей. Установлено, что газовый пласт по всей площади представляет единую гидравлически связанную систему. Поэтому эксплуатация сква­жин влияет не только на газовую залежь, но и на подстилающую ее во­донапорную область вплоть до границ пласта. Эффективность действия напора пластовых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьями скважин, проницаемостью водонасыщенных отложе­ний. Запасы энергии сжатого газа в залежи зависят от величины началь­ного пластового давления. Важную роль в процессе движения газа в пла­сте играет энергия упругости водонапорной системы. Сами упругие изменения породы и жидкости при снижении давления в пласте, отнесен­ные к единице их объема, незначительны. Но так как объемы водона­порной системы могут быть огромными, то упругая энергия пород и во­ды может оказаться существенным фактором восполнения пластового давления газовой залежи.

В процессе движения газа в пласте чаще всего действуют одновре­менно все три названные источники пластовой энергии. Однако в зави­симости от геологических условий и условий эксплуатации газовой за­лежи та или иная энергия может оказаться основной.

Под режимом газовой залежи (режимом работы пласта) понимается проявление доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.

Режим работы залежи зависит от:

— геологического строения залежи;

— гидрогеологических условий, протяженности водонапорной системы;

— физических свойств газовых коллекторов;

— темпа отбора газа из залежи;

— методов поддержания Р_пл(газоконденсатные месторождения).

В практике разработки газовых месторождений различают:

— газовый режим (режим расширяющегося газа)

Водонапорный режим подразделяется в свою очередь на:

При газовом режиме или режиме расширяющегося газа единствен­ной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия дав­ления газа. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пла­стовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при сни­жении давления в процессе разработки.

Продвижение воды в газовую залежь и подъем вследствие этого га­зоводяного контакта (ГВК) может привести к обводнению эксплуатаци­онных скважин. Поэтому в эксплуатационных скважинах нижняя часть эффективной мощности пласта (обычно 10-30 м) не вскрывается бурени­ем или не перфорируется. Согласно статистике в большинстве газовые месторождения в начальный период эксплуатации разрабатываются на газовом режиме. Проявление водонапорного режима обычно начинается после отбора из залежи 20-50% запасов газа.

На практике встречаются месторождения, у которых водонапорный режим проявляется с момента начала разработки, а ее завершение про­ходит при высоком давлении в пласте (но газа уже нет, есть водоносные отложения с высоким пластовым давлением). До начала разработки га­зового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима ус­танавливается по данным контроля за разработкой месторождения. Кон­троль за продвижением в залежь воды и обводнением скважин прово­дится различными способами, но в основном с помощью методов про­мысловой геофизики.

Режим работы газовой залежи определяют графическим построени­ем зависимости средневзвешенного пластового давления газовой залежи Р_пл/Z от суммарного отбора газа (рис. 3).

Влияние коэффициента z. Если z не учитывать, то можно получить ложное представление о водонапорном режиме, когда фактически име­ется чисто газовый режим. Это видно на рис. 4

Рис. 4. Влияние коэффициента сверхсжимаемости на зависимость давления в залежи от отбора газа.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Режимы месторождений природных газов

Под режимом газового месторождения понимается проявление движущих сил в пласте, обуславливающих приток газа к забоям скважин. Существуют два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный.

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовый режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует.

Поэтому газовому режиму приписывалось условие неизменности в процессе разработки газонасыщенного порового объема залежи. Однако опыт разработки таких месторождений, как Вуктыльское, показывает, что газонасыщенный объем залежи при газовом режиме уменьшается вследствие выпадения конденсата в пласте.

С уменьшением порового и газонасыщенного объемов залежи приходится считаться при разработке с трещиноватыми, трещиновато-пористыми (карбонатными) деформируемыми коллекторами. Газонасыщенный объем залежи возрастает при разработке газогидратных залежей.

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи.

Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление вначале падает, как при газовом режиме. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. Складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

При некоторых расчетах пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на рассматриваемую дату. Физический смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после достаточно длительного простаивания всех добывающих скважин (предполагается, что за время простаивания не происходит заметного продвижения границы раздела газ – вода).

Изменение во времени среднего пластового давления при газовом режиме определяется по следующему уравнению:

Из данного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости P/Z (p)=f[Qдоб(t)]. При водонапорном режиме эта зависимость отклоняется от соответствующей зависимости, справедливой для газового режима. Иногда (при хорошей проницаемости пласта, малом темпе разработки газовой залежи) вода поступает в газовую залежь настолько интенсивно, что водонапорный режим проявляется уже на ранней стадии разработки.

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления непосредственно обуславливает падение дебитов газовых скважин, а следовательно, число скважин, необходимых для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы промысловых установок искусственного холода, дожимной компрессорной станции.

Проявление водонапорного режима иногда благоприятно сказывается на этих показателях разработки месторождения и обустройства промысла. Однако в результате продвижения воды в газовую залежь чаще приходится сталкиваться с рядом негативных последствий.

Вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также неравномерного распределения отборов газа по скважинам они преждевременно обводняются. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по разрезу приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин.

В результате ухудшаются технико- экономические показатели разработки месторождения. Приходится идти на дополнительные капиталовложения для добуривания новых скважин.

Отметим, что в условиях водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс. Однако при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число добывающих скважин, такое размещение их на площади газоносности и структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, коэффициент газоотдачи, которые обеспечивали бы наибольшую народнохозяйственную эффективность.

Система обустройства газового промысла в случае проявления водонапорного режима усложняется, так как необходимо предусматривать отделение от газа воды, утилизацию ее путем сброса в специальные скважины. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.

На практике режим месторождения природного газа определяется следующим образом. Промысловые данные об изменении пластового давления р(t) и добытом количестве газа Qдоб(t) обрабатываются в координатах p/z(p) – Qдоб(t). Если в указанных координатах фактические данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима.

Если с какого-то момента темп падения давления начинает замедляться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь.

Газоконденсатное месторождение «Имашевское»

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Режимы газовых залежей

Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей прито к 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 пластгазопровод, является давление, создаваемого 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.

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 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

, (2.19)

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

, (2.20)

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

Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газо-конденсатных месторождений.

При газовом режиме в уравнении (2.20) Wв=0 и Wн=W=const. В этом случае уравнение (2.20) перепишется в виде

, (2.21)

где

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

. (2.22)

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

. (2.23)

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 месторождений 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.

Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Qд во времени (рис. 2.8, кр.1). Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если в зависимости (2.21) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение a не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис.2.8, кр.5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный.

При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т. е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (кр.2).

При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе разработки газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кр.3). Это объясняются незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Qд можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности: по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

Источник