Режими родовищ природних газів

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в продуктивні пласти газу, води, пари, розчинів різних речовин і вуг­леводневих розчинників (штучних режимах).

При розробці родовищ на виснаження, без уведення в пласт з поверхні додаткової енергії, трапляються два режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловини відбувається під дією енергії тиску самого газу. Газовий режим характеризується тим, що при відборі газу з родовища початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в газонасичену частину пласта крайової чи підошовної води, яке не чинить помітного впли­ву на процес розробки. У міру зниження пластового тиску газонасичений поровий об'єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, і в результаті випадіння у пласті вуглеводневого конденсату, збільшуватися внаслідок випаровування зв'язаної води, усадки залишкової нафти і розкладання гідратів в газогідратних родовищах або залишатися постійним. Газовий режим переважно спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ природних газів, приурочених до водонапірного басейну об­межених розмірів або з погіршеними колекторськими властивостями пластів (проявом гра­ничного градієнта тиску) в зоні газоводяного контакту.

Більшість родовищ газу розробляється в умовах водонапірного режиму. При водо­напірному режимі газ припливає до вибою свердловин як за рахунок пружної енергії стис­нутого газу, так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження в родови­ще пластової води супроводжується переміщенням газоводяного контакту, що приводить до зменшення газонасиченого перового об'єму і скорочення площі газоносності. Залежно від геологічної будови родовища і умов відбору газу активність прояву водонапірного режиму може бути різною. При повній компенсації відбору газу припливом законтурної води пла­стовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу з пори­стого середовища проходить виключно за рахунок напору пластової води. Цю різновидність водонапірного режиму називають жорстководонапірним режимом. У переважній більшості випадків розробка родовищ, приурочених до пластових водонапірних систем, відбувається при спадаючому пластовому тиску, в умовах прояву пружних властивостей пористого сере­довища і насичуючих його води і газу. Сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль порівняно з іншими джерелами пластової енергії. Тому, виходячи з прийня­тої класифікації режимів по головному (переважаючому) виду енергії, режим розробки га­зових родовищ при спадаючому тиску слід визначати як водонапірний замість терміну пружноводонапірний, який часто застосовується.

Переважно в початковий період розробки газового родовища, приуроченого до пласто­вої водонапірної системи, тиск падає як при газовому режимі. Тривалість даного періоду збільшується з ростом розмірів родовища (площі газоносності), темпу відбору газу і змен­шенням проникності продуктивнх відкладів, особливо в законтурній частині родовища. Сповільнення надходження води в газове родовище може бути також пов'язано з проявом граничного градієнта тиску у водоносному пласті, розгазуванням пластової води при зни­женні тиску, погіршенням проникності пористого середовища в області початкового конту­ру газоносності, розбуханням глин в слабоглинизованих колекторах при контакті їх з кон-

турною водою. Досвід розробки газових родовищ свідчить, що помітний прояв водо­напірного режиму починається після зниження пластового тиску на 3-30 % від початкового значення. З промислової практики також відомі випадки, коли вода надходила тільки на за­ключній стадії розробки родовищ.

При уведенні в пласт з поверхні додаткової енергії реалізуються газовий або водо­напірний режими та їх поєднання. У випадку часткового підтримання пластового тиску ро­довище розробляється на змішаному режимі. В процесі відбору вуглеводнів родовище може послідовно розроблятися на різних режимах.

Визначення режиму за промисловими даними. Для оцінки режиму розробки родовища і особливостей його прояву за промисловими даними будують залеж-ність приве­деного середнього пластового тиску від сумар-ного відбору газу = , де — середньозважений за поточним газонаси-ченим об'ємом перового простору родовища тиск в момент часу — ко-ефіцієнт надстисливості газу при пластовій температурі й тиску ; — сумарний (нагромаджений) видобуток газу з родовища на момент часу приве-дений до стандартних умов.

Рис.7-1. Характерні залежності = для газового по-кладу: 1-при газовому режимі та відсутності деформації колектора; 2 - при га­зовому режимі у випадку деформації колектора; 3-5, 7.8- при водонапірному режимі й осередненні пластово-го тиску в межах поточного контура газонос-ності; 6-при водонапірному режимі й осеред-ненні пласто­вого тиску за початковим газонасиченим поровим об'ємом

Для газового режиму у випадку нестисливих колекторів названа залежність є пря­молінійною і відтинає на осі абсцис відрізок, який відповідає початковим запа-сам газу (рис.7.1, лінія 1). Для колекторів, що деформуються при зменшенні плас-тового тиску, ця залежність розміщується вище відповідної лінії при відсутності деформації порід (крива 2), що пояснюється зменшенням в часі порового об'єму покладу. При =0 лінії 1 і 2 сходяться в одну точку.

При водонапірному режимі ця за­лежність в початковий період відбору газу практично збігається з лінією га­зового режиму. Надход-ження води в газонасичену части-ну пласта сповільнює темп падін-ня пластового тиску. Тому з пев-ного моменту часу дана залеж-ність для водонапірного ре­жиму відхиляється від прямої лінії для газового режиму і розміщується вище (крива 3). У заключний пе-ріод відбору газу в зв'язку зі змен-шенням запасів газу в газонасиче-ній частині пласта і викликаного цим зростанням темпу падіння пластового тиску крива 3 перети-нає лінію газового режиму і на­далі проходить нижче, відтинаючи на осі абсцис (відносно лінії газового ре­жиму) відрізок, який відповідає, кількості защемленого газу в обвод­неній зоні.

Зменшення темпу відбору газу в заключний період розробки родовища може призвести до стабілізації пластового тиску (крива 4) або навіть до його збільшення (крива 5) за рахунок зро­стання ступеня компенсації відбору газу припливом законтурної води.

При невеликих розмірах родовища, високій активності пластових вод і низьких темпах відбору газу тиск в процесі розробки, після зниження на деяку величину, може надалі зали­шатись постійним, близьким до початкового значення (крива 8).

У практиці розробки газових родовищ трапляються випадки, коли залежність = є прямолінійною і при водонапірному режимі (крива 7). Однак вона розміщується вище лінії газового режиму 1.

При усередненні поточного пластового тиску в межах початкового газонасиченого поро-вого об'єму (початкового контуру газоносності) названа залежність характеризується лінією 6 і розміщується вище лінії газового режиму 1 і кривої 2 для водонапірного режиму, яка відповідає усередненню пластового тиску в межах поточного контуру газоносності.

У зв'язку з тим, що при водонапірному режимі можливі різні залежності = , в тому числі пряма лінія 7, то для встановлення режи-му родовища і закономірностей обводнення продуктивних відкладів використову-ють додаткові дані. Вони включають таку інформацію: дані про зміну в часі плас-тового тиску (положення статичного рівня води) і вибійної температури в п'єзо-метричних свердловинах; результати промислово-геофізичних досліджень видобу-вних і контрольних свердловин для визначення поточного положення контура га-зоносності та виділення в продуктивному розрізі газонаси-чених і обводнених ін-тервалів; дані про зміну в часі дебітів газу і води, водного фактора, мінералізації і складу пластової води; результати газогідродинамічних досліджень свердло­вин при стаціонарних і нестаціонарних режимах фільтрації; дані про зміну в часі пито-мого видобутку, складу і фізико-хімічних властивостей вуглеводневого конденсату.

Про прояв водонапірного режиму свідчать зменшення тиску (рівня води) і збільшення вибійної температури в п'єзометричних свердловинах, переміщення (підйом) газоводяного контакту, обводнення свердловин, зростання водного фактора, дебітів і добового (місячного) видобутку попутної пластової води, збільшення ії мінералізації і вмісту іонів хлору, калію та інших компонентів. У випадку газоконденсатних родовищ, які розробляються в умовах ре­троградної конденсації вуглеводневої суміші, обводненню свердловин передує збільшення густини, в'язкості та питомого видобутку конденсату в цих свердловинах. Про наближення конденсату до свердловини можна також судити з викривлення кінцевої ділянки кривої відновлення вибійного тиску, обробленої в наггівлогарифмічний системі координат.