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), будет равен объему газовой шапки в любой момент времени _Г, а давление газа в газовой шапке р_к — среднему пластовому давлению , т. е.

Тогда общий отбор газа при снижении давления в газовой шапке от начального пластового давления р_ОГ до среднего .

С поправкой на сжимаемость газа и температуру (в нормальных условиях)

где b_Г (р) — коэффициент сжимаемости газа; Т — абсолютная пластовая температура в К.

Добыча газа из газовой шапки (приведенная к нормальным условиям) за время t (в м³/с)

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). Пластовое давление следует замерять как в специальных (пьезо­метрических), так и в эксплуатационных (нефтяных и газовых) скважинах.

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.