ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Природным режимом залежиназывают со­вокупность естественных сил (видов энергии), которые обес­печивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям до­бывающих скважин.

Учение о природных режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретичес­ких исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под дей­ствием ее массы; напор контурной воды в результате упруго­го расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенно­го газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энер­гии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геоло­го-физической характеристикой залежи — термобарически­ми условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; сте­пенью гидродинамической связи залежи с водонапорной сис­темой. На режим пласта существенное влияние могут оказы­вать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима за­висят интенсивность падения пластового давления и, следова­тельно, энергетический запас залежи на каждом этапе разра­ботки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объ­ема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходи­мо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов пер­форации, а также при обосновании рационального комплек­са и объема геолого-промысловых исследований для контро­ля за разработкой. Природный режим при его использова­нии обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важ­ных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природ­ного режима позволяет решить один из центральных вопро­сов обоснования рациональной системы разработки нефтя­ных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресур­сов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризу­ется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда сква­жин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из ви­дов природной энергии.

Нефтяные залежи. При водонапорном режимеосновным видом энергии является напор краевой воды, которая внедря­ется в залежь и относительно быстро полностью компенси­рует в объеме залежи отбираемое количество нефти и по­путной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи по­степенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 52, а).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродина­мической связи залежи с законтурной зоной пласта и с об­ластью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при сле­дующих геологических условиях: больших размерах закон­турной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однород­ном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических наруше­ний, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязко­сти пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктив­ного горизонта, благодаря чему они могут полностью ком­пенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важ­нейших предпосылок действия водонапорного режима — зна­чительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с други­ми факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода раз­работки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Рис. 52. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапор­ном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_тек — текущее; ВНК_К — конечное; давление: — пластовое, — насыщения; годовые отборы: — нефти, — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; - коэффициент извлечения нефти

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 52, б):

· тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относи­тельно небольшое снижение его при увеличении отбора, не­изменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жид­кости из залежи; область снижения давления обычно ограни­чивается площадью залежи;

· практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

· достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в пе­риод высокой стабильной добычи нефти, называемый II ста­дией разработки, — до 8—10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период раз­работки (за первые три стадии) около 85 — 90% извлекаемых запасов нефти;

· извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5—1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6 — 0,7. Это обуслов­лено способностью воды, особенно пластовой минерализо­ванной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно бла­гоприятных геолого-физических условий, в которых действу­ет рассматриваемый режим. Водонапорным режимом харак­теризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Са­ратовской областей и некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим— режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным ис­точником энергии при этом служит упругость пород-коллек­торов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в за­лежь водой. В результате снижение давления в пласте посте­пенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пласто­вой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незна­чительны, однако при больших размерах области сниженно­го давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энер­гии.

Объем нефти , получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на , можно выразить формулой

(VII.11)

где , — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пла­ста; V_H, V_B — объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей плас­та; , — коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях ( , где — средний коэффициент пористости; , — коэффициенты объемной упругости жидкости и породы).

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объе­мом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различ­ных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, понижен­ной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внед­ряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за преде­лами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обя­зательным условием является превышение начального пласто­вого давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (см. рис. 52, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 53) имеет и сходства с ди­намикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении все­го периода разработки промысловый газовый фактор оста­ется постоянным вследствие превышения пластового давле­ния над давлением насыщения. Отличия заключаются в сле­дующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 53), в результате отбор жидкости при падении дав­ления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интен­сивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 54 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с отно­сительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъ­юнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Рис. 53. Динамика основ­ных показателей разра­ботки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме.

Условные обозначения см. на рис. 52

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь лито-логического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты из­влечения нефти и темпы разработки.

Рис. 54. Зависимость дина­мического пластового дав­ления от накопленной добычи жидкости при упруговодонапорном ре­жиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной об­ласти: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтур­ная область практически отсутствует

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 — 7% в год от НИЗ (см. рис. 53). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением про­дукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 — 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различи­ями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем до­вольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых зале­жей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Гроз­ненского района, Восточной Украины и других районов.

Газонапорный режим— это режим нефтяной части газо­нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответст­вующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газо­вой шапки может несколько активизироваться в связи с по­ступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть рез­кое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геоло­гические условия, способствующие проявлению газонапорно­го режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значи­тельная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-ЗМПа·с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокра­щается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефте­носности остается постоянным (рис. 55, а).

С целью предотвращения преждевременных прорывов га­за в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис. 55, б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и неф­тяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II ста­дии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. По­этому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газона­порном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравни­тельно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опере­жающим перемещением газа по наиболее проницаемым час­тям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом ви­де газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Рис. 55. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — газ; 2 — запечатывающий слой на границе ВНК_нач; положение ГНК: ГНК_нач — начальное, ГНК_тек — текущее, ГНК_К — конечное; остальные условные обозначения см. на рис. 52

Режим растворенного газа— режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разра­ботки ниже давления насыщения, в результате чего газ выде­ляется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, рас­ширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной облас­ти, при близких или равных значениях начального пластово­го давления и давления насыщения, при повышенном газосо­держании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 56). Плас­товое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значе­ниями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор неко­торое время остается постоянным. Затем с увеличением ко­личества выделяющегося газа фазовая проницаемость для не­го возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в сква­жины поступает газ, выделившийся из нефти, не только из­влекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дега­зация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение про­мыслового газового фактора намного (в 4 —5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сра­зу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продол­жается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Рис. 56. Динамика основных показателей разработ­ки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

Условные обозначения см.на рис. 52

Для режима характерно образование возле каждой сква­жины узких воронок депрессии, что вызывает необходи­мость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэф­фициент извлечения нефти не превышает 0,2 — 0,3, а при не­большом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.

Гравитационный режим— это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может дейст­вовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завер­шения действия режима растворенного газа, т.е. после дега­зации нефти и снижения пластового давления. Его проявле­нию способствует значительная высота залежи. Нефть в пла­сте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Ди­намика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 57, 6. Нефть отбирается очень низкими темпами — ме­нее 2 — 1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме рас­творенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рас­сматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мега-паскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы ку­бометров в 1 м³.

Гравитационный режим в практике разработки место­рождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравита­ционный режим практически не проявляется.

Газовые и газоконденсатные залежи.При газовом режи­ме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии дав­ления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при от­сутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водо­напорной системы.

Рис. 57. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитацион­ном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годо­вых отборов нефти ; 1—3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; остальные условные обозначения см. на рис. 52, 55.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пу­стотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости , где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего пе­риода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямоли­нейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происхо­дит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извле­чения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых ме­сторождений наглей страны.

Упруговодогазонапорный режим— режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом ре­жиме напор краевой воды всегда сочетается с действием уп­ругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный пери­од времени, к объему газа в пластовых условиях, отобран­ному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в за­лежь 0,2 млн. м³ воды в результате отбора 1 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на по­верхности это составит около 100 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения ука­зывают на большую роль водонапорной составляющей ре­жима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсив­ность падения давления возрастает при невысокой активнос­ти законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницае­мости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождает­ся постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое плас­товое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необхо­димость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и не­равномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффици­енты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газо­вом режиме, диапазон их значений может быть весьма ши­роким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неодно­родности продуктивных пластов.

Смешанные природные режимы залежей.При рассмот­ренных природных режимах залежей с одним преобладаю­щим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтя­ных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи; при газона­порном режиме заметное действие оказывает режим раство­ренного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный режим часто слагает­ся из одновременного действия напора краевых вод и газо­вой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодар­ском крае и др.).

Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на раз­ных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5—10% из­влекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление па­дает ниже давления насыщения, и основное значение приоб­ретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и др.).

Изучение природных режимов залежей.В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффектив­ные природные режимы в самом начале разработки нефтя­ных залежей преобразуют в более эффективные путем ис­кусственного воздействия на пласт. Поэтому природный ре­жим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко вре­мени составления первого проектного документа на разра­ботку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее экс­плуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водона­порной системы в целом и геолого-физической характерис­тики самой залежи.

Изучение водонапорной системы предусматривает выясне­ние региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, элизионная) и ее размеров, положения областей питания и сто­ка, расположения залежи в водонапорной системе относи­тельно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.).

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной об­ластью, о строении и свойствах пласта-коллектора в преде­лах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых неф­ти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении ре­жима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказы­вается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуа­тацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за пове дением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уде­лять изучению взаимодействия залежи с законтурной облас­тью и активностью последней путем наблюдения за давлени­ем в законтурных (пьезометрических) скважинах. При рас­положении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и ха­рактер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэто­му кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины (см. главу XI).

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воз­действия на пласт, поэтому промышленная добыча газа мо­жет быть начата, когда возможный режим залежи по кос­венным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение при­родного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономер­ностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природ­ного режима используют данные начального периода разра­ботки залежи.

В этот период устанавливают характер кривой, отражаю­щей зависимость . Учитывая, что прямолиней­ную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспе­чивать получение дополнительных данных. Так, следует орга­низовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизи­ческих методов и путем наблюдения за обводнением скважи­ны. Обязателен контроль за поведением давления в пьезоме­трических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что зна­чительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый ре­жим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической свя­зи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней.

Глава VIII

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ

НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА

§ 1. ПОНЯТИЕ "ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ"

Запасами нефти, газа или конденсата называ­ется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением молено говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, любой части каждого из указанных геологических тел, месторожде­ния, группы месторождений и т.п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов. Объект, в кото­ром подсчитываются запасы, называют подсчетным.

Запасы нефти и газа — важнейший показатель значимос­ти залежи, месторождения, района и т.п.

Чтобы единообразно оценивать и учитывать запасы, госу­дарственная комиссия по запасам (ГКЗ) разрабатывает клас­сификации запасов и инструкции по их применению. На классификации запасов основана система государственного учета количества, качества, степени изученности, условий за­легания и промышленного освоения запасов, а также сведе­ний о добыче и потерях нефти, газа и конденсата при раз­работке месторождений.

В настоящее время в стране действует Классификация за­пасов месторождений, перспективных и прогнозных ресур­сов нефти и горючих газов, утвержденная в 1983 г.

Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета запасов нефти и газа в недрах по категориям, исхо­дя из степени изученности этих запасов и их подготовленно­сти для промышленного освоения. Запасы относят к той или иной категории в соответствии с надежностью их определе­ния, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта.

Категории запасов — интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к раз­работке.

При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С₂. Условия отнесения запасов к той или иной из ука­занных категорий определяются Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

Согласно действующей Классификации, запасы месторож­дений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в на­стоящее время экономически целесообразно, и забалансо­вые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невоз­можно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конден­сата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых за­пасов, которую экономически целесообразно извлечь из пла­ста при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.

Начальные балансовые (соответственно начальные извле­каемые) запасы УВ — это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно те­кущие извлекаемые) запасы — это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геолого­разведочных работ и начинается этап подготовки залежи уг­леводородов к вводу в промышленную разработку.

Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения зале­жей, которые играют значительную роль при выборе систе­мы разработки и неучет которых может существенно ска­заться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.

Из сказанного видно, что подсчет запасов — одна из важ­нейших задач нефтегазопромысловой геологии, при решении которой изучают внутреннюю структуру подсчетного объекта, выделяют его геологические тела и изучают их свойства, положение границ и взаимосвязь. Он служит основой для выделения балансовых, забалансовых и извлекаемых запасов, а также для составления технологической схемы разработки. Важную роль играет пересчет начальных запасов в про­цессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической инфорации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позво­ляет детализировать статическую модель залежи. Это дает возможность внести в принятую систему разработки необхо­димые коррективы, способствующие повышению ее эффек­тивности. Кроме того, сравнительный анализ результатов подсчета и пересчета запасов одной и той же залежи служит источником важной информации для усовершенствования методов разведки, подсчета запасов и разработки залежей.