![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Особенности разработки залежи при сохранении объема газовой шапки
Уже отмечалось, что для извлечения максимального количества нефти из месторождения с газовой шапкой следует стремиться отбирать большую часть ее из пласта за счет вытеснения водой, а не газом. Такое условие выполняется, если в течение всего времени разработки газонефтяной контакт не будет изменять свое положение. Неподвижность газонефтяного контакта может быть достигнута двумя путями: либо нагнетанием воды в зону отбора при поддержании в ней первоначального давления, либо созданием равновесия пластового давления в зоне отбора и газовой шапки при отборе из последней газа в объеме, на который расширилась бы газовая шапка. Часто второй вариант оказывается более эффективным и рекомендован для разработки нефтяных месторождений такого типа (разработка Коробковского месторождения, Урицкого, Котур-Тепе и др.). При выполнении таких условий запасы нефти будут вырабатываться за счет действия упругих сил законтурной зоны. И хотя по такой схеме энергия газовой шапки не будет использоваться для добычи нефти, тем не менее лучшие условия эксплуатации скважин при вытеснении нефти водой обеспечат более высокую нефтеотдачу. С осуществлением указанной схемы прорывы газа из газовой шапки в эксплуатационные скважины сводятся к минимуму, появляется возможность форсированной добычи нефти, используются запасы газа с самого начала разработки при сравнительно высоком давлении и, наконец, что очень важно, добыча нефти обеспечивается за счет использования природной энергии пласта. При неподвижном газонефтяном контакте начальный объем порового пространства, занятый свободным газом (начальный объем газовой шапки), Тогда общий отбор газа при снижении давления в газовой шапке от начального пластового давления рОГ до среднего С поправкой на сжимаемость газа и температуру (в нормальных условиях) где bГ (р) — коэффициент сжимаемости газа; Т — абсолютная пластовая температура в К. Добыча газа из газовой шапки (приведенная к нормальным условиям) за время Как видно, допустимая добыча газа, при которой газонефтяной контакт остается неподвижным при непрерывном снижении давления, зависит от первоначальных запасов свободного газа и от темпа изменения давления в газовой шапке, а последний — от уровня добычи нефти. Чем больше объем Рис. XV.2. Схема залежи с газовой шапкой. Скважины: 1 — эксплуатационные нефтяные; 2 — пьезометрические; в — наблюдательные для замера положения газонефтяного контакта; 4 — контрольные для отбора газа из газовой шапки; 5 — нефть и вода; 6 — нефть; 7 — нефть и газ; 8 — газ. Контур нефтеносности: I — внешний; II — внутренний. Контур газоносности: III — внешний; IV — внутренний. газовой шапки и чем выше добыча нефти, тем больше должно быть добыто газа из газовой шапки при одновременном отборе его с нефтью. Превышение отбора газа над допустимым для данной добычи нефти вызывает перемещение газонефтяного контакта, вследствие чего нефть вытесняется в сухие газонасыщенные породы. Если отбор газа незначителен, то начнется расширение газовой шапки и произойдет прорыв газа в эксплуатационные скважины. В последнем этапе к моменту выработки запасов нефти газовая шапка будет представлять самостоятельную газовую залежь с теми же границами, что и в момент открытия месторождения, но с давлением ниже начального. При разработке таких залежей по описанной схеме следует систематически контролировать положение газонефтяного контакта и следить за изменением пластового давления. С этой целью проектом предусматривают бурение специальных скважин, расположенных вблизи от внутреннего контура газоносности (рис. XV.2). Для регулирования перемещения газонефтяного контакта целесообразно отбирать свободный газ не из свода структуры, а из ряда скважин, расположенных в подгазовой зоне. Недостаток этого способа заключается в том, что на конечной стадии разработки залежь эксплуатируется по существу как газовая, имеющая нефтяную оторочку. Кроме того, на длительное время консервируются запасы газа газовой шапки, в результате чего увеличивается общий срок разработки залежи, что ведет к удорожанию добываемой нефти и газа.
|