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.
7. 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.
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 Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)-SQ, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; SQ — 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°/о 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 нашей страны.
8. Упруговодогазонапорный режим
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.
9. 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)
10. Режимы работы газоносных пластов
В газоносных пластах обычно наблюдаются два основных режима:
1) газовый, или режим расширяющегося газа;
2) водонапорный режим (лучше газоводонапорный), когда движущей силой является не только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.
В процессе эксплуатации залежи распределение давлений в ней существенно отличается от распределения давлений в нефтяной залежи. Это связано с тем, что воронка депрессии в газовых пластах более крутая, чем в нефтяных, и поэтому пластовое давление в них уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту.
Всякое изменение давления в скважине очень быстро распространяется на весь пласт. Это происходит вследствие очень малой вязкости газа и часто из-за значительной проницаемости продуктивных горизонтов для газов газовых месторождений. Поэтому при более или менее однородной физико-геологической характеристике газовой залежи пластовое давление в ней в процессе эксплуатации можно считать всюду одинаковым, за исключением небольших зон, непосредственно примыкающих к забоям скважин. Однако указанное распределение давлений и равномерность снижения пластового давления зависят от степени ли-тологической однородности и фациальной изменчивости пород газовой залежи. Иногда встречаются продуктивные газоносные горизонты настолько литологически неоднородные, что по отдельным их зонам следует отбирать различные количества газа в целях создания равномерного снижения давления по всей газовой залежи.
Газовый режим обычно наблюдается в залежах газа, приуроченных к линзам или к пластам, имеющим ограниченное распространение. Иногда в пониженной части таких коллекторов находится вода, которая является практически неподвижной и не влияет на режим работы газового пласта.
Водонапорный режим газовой залежи в свою очередь может быть собственно водонапорным, когда активные краевые воды продвигаются от области питания под действием силы тяжести гидростатического столба жидкости, и упруго-водонапорным, когда краевые воды продвигаются под действием сил упругости жидкости и пород пласта.
Очевидно, для газовых месторождений условия образования водонапорного и упруго-водонапорного режимов те же, что и для нефтяных месторождений, т. е. необходимы хорошая проницаемость пород пласта, активность контурных вод и наличие больших масс жидкости (при упругом режиме).
Однако в условиях эксплуатации газовых и нефтяных месторождений имеется существенное различие, влияющее на их режимы. Дело в том, что вязкость газа примерно в 100 раз меньше вязкости воды, а это создает наилучшие условия для движения газа в пористой среде газовых месторождений. Нефть же, добываемая из нефтяных месторождений, имеет вязкость, в большинстве случаев значительно большую вязкости воды. Лишь иногда вязкость нефти в пластовых условиях бывает примерно равной вязкости воды. Поэтому условия отбора газа из газовых месторождений и нефти из нефтяных месторождений различны.