Упруговодогазонапорный режим

Газовый режим

РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

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 залежиPпл в процессе ее разработки непрерывно снижается.Для газового режима характерно что,удельная добыча газа на0.1МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа-по крупным залежам в период максимальной добычи до8 – 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 нашей 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 залежь0.2млн.м³воды в результате отбора1млн.м³газа в пластовых условиях(при пластовом давлении10МПа на поверхности это составит около100млн.м³газа)коэффициент возмещения будет равен0.2.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—от0.5до0.95в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.