Меню

Газовые месторождения с газовой шапкой



Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой

режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, при этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа.

разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

Сущность барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при: V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ

Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. В залежах этой категории имеются газовые шапки, которые могли образоваться только после полного насыщения нефти газом при данном пластовом давлении. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием порш­невого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки.

Источник

Газовая шапка, нефтяная оторочка и другие отличия нефтяных и газовых залежей от месторождений

Для простого обывателя слова «залежь» и «месторождение» обозначают одно и то же – место или регион, где нашли нефть, газ или другой природный ресурс. Но в нефтяном мире эти понятия имеют тонкую грань. Какую – разбираемся в этой статье.

Залежью нефти или газа принято называть скопление этих энергоресурсов в ловушке – проницаемой породе-коллекторе, которая находится под слоем непроницаемых пород земной коры. Такая ловушка может быть совсем не большой или просто гигантской по протяженности, как, например, Аль-Гавар в Саудовской Аравии. Ее длина почти 200 км, а высота пласта, где идет максимально эффективная добыча, варьируется в среднем от 3 до 100 м.

Читайте также:  Синий пуховик как подобрать шапку

Газ легче нефти, поэтому он располагается сверху. Если в обнаруженной залежи совсем мало газа, это называется газовой шапкой нефтяной залежи . А если, наоборот, мало нефти – нефтяной оторочкой газовой залежи . По типу флюида залежи бывают также и чисто нефтяные , чисто газовые , нефтегазовые , газоконденсантые , газоконденсатно-нефтяные и т.д.

В зависимости от типа природных ловушек выделяют три группы залежей – пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон. Пластовые подразделяются на пластово-сводовые – там, где залежь ограничена только верхней непроницаемой «крышкой» и нижним «дном» пласта, но между ними флюид передвигается свободно. Второй подтип – это пластово-экранированные залежи , где все то же самое, однако движение флюида вверх по пласту ограничено природным препятствием (экраном). Массивные залежи ограничены только сверху, флюид в них передвигается в основном вертикально, а вокруг много воды. И, наконец, литологически ограниченные – это залежи, изолированные от остального пласта непроницаемым слоем со всех сторон. Часто это глина или доломиты (твердая карбонатная горная порода).

Что такое месторождение?

Однако не всякая залежь может называться месторождением, а только та, где количественные и качественные показатели энергоресурса, а также горнотехнические условия добычи пригодны для промышленной разработки и экономически оправданы. В месторождении может быть и всего одна залежь, и несколько, близко расположенных друг к другу в пределах единого элемента земной коры (складки, например) или находящиеся одна под другой в пластах разного возраста.

По величине запасов все месторождения делятся на мелкие (извлекаемые запасы нефти менее 10 млн т, балансовые запасы газа менее 10 млрд т), средние (извлекаемые запасы нефти 10-30 млн т, балансовые запасы газа 10-30 млрд т), крупные (извлекаемые запасы нефти 30-300 млн т, балансовые запасы газа 30-500 млрд т) и уникальные (извлекаемые запасы нефти более 300 млн т, балансовые запасы газа более 500 млрд т).

Таким образом, понятие месторождение применимо к залежи уже тогда, когда она обнаружена и оценена с точки зрения своего потенциала к промышленной разработке. Подписывайтесь на канал компании «Нефтетанк» в Яндекс.Дзен и следите за историей и новостями нефтяной отрасли.

Источник

Опыт учета влияния газовой шапки на структурные построения в условиях ограниченности входных данных

13 Октября 2016 А.В. Буторин, М.А. Васильев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Современная разработка месторождений углеводородов предусматривает интеграцию всего спектра геолого-геофизической информации для оценки неопределенностей эксплуатационного бурения. Одним из значимых слагаемых изученности месторождения являются данные сейсморазведки, которые используются на каждой стадии жизни месторождения. Привлечение сейсмической информации возможно как для прогноза гипсометрического положения целевого интервала, так и для решения более сложных задач прогноза фациального строения и количественной оценки петрофизических и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Степень снятия неопределенностей путем привлечения сейсмической информации в значительной степени зависит как от полноты данных и их качества, так и от сейсмогеологических условий рассматриваемого района.

Актуальной проблемой на ряде месторождений, приуроченных к крупным понятиям Ноябрьского региона Западной Сибири, является влияние мощных газовых залежей, образующихся в своде антиклинальной структуры. Наличие газовой залежи оказывает негативное влияние на волновое поле, выражающееся как на динамическом уровне, так и на кинематическом [1, 2].

Возможность учета влияния газонасыщенного интервала в значительной степени зависит от полноты геофизической информации. В рамках данной статьи рассмотрен подход к учету кинематического влияния сеноманской газовой залежи на целевые неокомские пласты в условиях ограниченного объема входной информации — отсутствия объемных данных о распределении скоростей в пространстве.

Влияние газовых залежей

При рассмотрении влияния газонасыщенного интервала в верхней части разреза на отражения от нижележащих продуктивных пластов возможно выделение двух направлений: влияние на динамические характеристики поля и влияние на кинематические характеристики отражений [3, 4].

Влияние газа на динамическом уровне проявляется в образовании зон, характеризующихся понижением амплитудной выраженности отражений, увеличением доли шумовой компоненты, а также уменьшением доминантой частоты поля. Подобное влияние проявляется в появлении «газовой тени», которая выражается как область ухудшения качества волнового поля ниже газовой (рис. 1).

Рис. 1 Влияние массивной газовой залежи на волновую картину. Пунктиром показано отражение от поверхности ГВК.

Кинематическое влияние газа проявляется в замедлении фронта при прохождении восходящих и падающих волн. Данный эффект, в конечном результате, приводит к значительному искажению отражающих горизонтов во временном масштабе. В некоторых случаях газовые залежи обуславливают инверсию структуры на временных разрезах, что может привести к ошибочной оценке структурного фактора [3, 4].

Читайте также:  Самые дорогие виды шуб

Отсутствие объемной скоростной модели, а также малое количество пробуренных скважин, значительно сокращает спектр подходов, возможных для использования при пересчете из временного масштаба в глубинный. В подобных условиях ограниченности информации существует вероятность, что влияние газового интервала на гипсометрическое положение отражающего горизонта может быть не учтено при построении структурной поверхности.

Таким образом, газовые залежи, особенно крупных размеров, оказывают значительное влияние на волновое поле, наиболее негативное влияние возникает при отсутствии необходимой входной информации.

Практический пример

В исследовании рассмотрено одно из месторождений, выступающее показательным примером значительного влияния локальной газовой шапки в сеноманских пластах на качество структурных построений.

Месторождение приурочено к Пуровскому району Ямало-Ненецкого округа. В его структуре выделяется значительное купольное поднятие, характеризующееся наличием газовых залежей в верхней части разреза — пласты сеноманского и коньякского возраста. Присутствие газа выражается в амплитудных аномалиях волнового поля типа «яркое пятно», локально проявленных в апикальных частях структуры. Рассматриваемый район приурочен к краевой части газовой шапки в сеноманских пластах. Мощность газонасыщенного интервала в данном примере является недостаточной для разрешения отражения от ГВК, поэтому наличие газа фиксируется в локальных аномалиях волнового поля. Ниже по разрезу под газовыми аномалиями наблюдается структурная депрессия отражающих горизонтов, выраженная по всей длине целевого интервала волнового поля.

Рис. 2. Разрез верхней части разреза с выделенной «газовой» аномалией (слева), разрез целевых неокомских отражений с локальной депрессией под «газовой» аномалией (справа).

Детальный анализ имеющейся геолого-геофизической информации позволил установить следующую закономерность: все имеющиеся залежи приурочены к структурной депрессии в рельефе отражающих горизонтов, при этом скважинная информация (положение стратиграфических маркеров) свидетельствует о наличии купольного поднятия. Подобный диссонанс геологической и сейсмической информации привел к повышенному интересу в изучении структурного строения южного купола. Очевидно, что наблюдаемый эффект является примером инверсии структуры — отрицательная форма рельефа отражающего горизонта по волновому полю соответствует купольному поднятию по скважинным данным. При этом анализ связи времени двойного пробега волны с глубиной до отражающего горизонта позволяет установить значительное отклонение скважин, характеризующихся минимальной глубиной кровли пласта, от линии тренда.

Рис. 3. Слева — карта изохрон целевого пласта, контурной линией показана «газовая» аномалия в верхней части, Справа — зависимость времени двойного пробега от глубины залегания пласта.

Обоснование кинематического влияния газонасыщенного интервала в пределах южного купола возможно следующим образом: предположим, что влияние газовой аномалии прямо пропорционально рельефу верхнего отражающего горизонта, то есть находящегося выше газонасыщенного интервала и, как следствие, неподверженного его искажающему воздействию. Подобный тезис имеет право на существование, при допущении главенства структурного фактора в распределении газовых залежей, а также допущении конформного строения геологических пластов, в этом случае верхние отражающие горизонты имеют субпараллельный характер с целевыми неокомскими пластами. Из этого следует, что более высокое положение верхнего отражения будет обуславливать увеличение мощности газовой залежи, а, следовательно, большее влияние газонасыщенного интервала на целевые отражения. Для проверки поставленного предположения был предложен следующий алгоритм:

1. Расчет невязки между наблюденным временем двойного пробега и прогнозным значением по регрессионной зависимости без учета скважин, попадающих в область газонасыщения. То есть, была вычислена теоретическая задержка волны в газовом интервале — время регистрации в отсутствии газовой шапки;

2. Полученное значение невязки было сопоставлено со значением изохрон верхнего отражающего горизонта. Для скважин, располагающихся вне газовой залежи, распределение точек на кросс-плоте носит случайный характер. В свою очередь, скважины, расположенные в пределах газовой залежи, характеризуются устойчивой связью невязки времени двойного пробега с рельефом верхнего отражающего горизонта.

Рис. 4. Зависимость временной невязки для целевого горизонта от времени двойного пробега до кровли сеноманских пластов (зеленым показаны точки расположенные в контуре газовой аномалии).

Факт корреляции временной невязки с рельефом «ненарушенного» ОГ (то есть, без влияния газонасыщенного интервала) является свидетельством в пользу кинематического влияния газа, объясняющего наличие расхождений в структурных построениях, полученных по сейсмическим и скважинным данным.

Наличие статистической связи невязки и карты изохрон позволяет интерполировать значение невязки в межскважинное пространство через регрессионную зависимость. Полученная карта отражает влияние газовой залежи на целевое отражение. В качестве примера выбран пласт БП10, как один из наиболее динамически выраженных пластов в целевом интервале. Для получения карты временных поправок была использована линейная зависимость невязки от гипсометрического положения верхнего отражающего горизонта (выше газонасыщенного интервала), при этом значения карты вне предполагаемого ГВК обнуляются. Контур обнуления был выбран по изохроне, оконтуривающей газовою аномалию (рис. 5).

Читайте также:  Шарфы с отделкой кружевом

Рис. 5. Результирующая карта временной поправки для целевого горизонта с учетом газовой аномалии.

Полученная карта в дальнейшем корректировалась с учетом газовой аномалии волнового поля, а также геологических представлений о строении залежи газа. Данный процесс вносит определенную долю субъективизма в результирующую карту поправок, однако обеспечивает более логичный, с геологической точки зрения, вид структурной поверхности. Результирующая карта невязок применялась как аддитивная поправка к картам изохрон перед их пересчетом в глубинную область. Такой подход позволяет учесть влияние газа в областях неосвященных бурением, а также значительно повысить статистическую связь «время-глубина» по кросс-плотам. В дальнейшем полученные карты глубин внедрялись в структурный каркас с корректировкой невязок по скважинам.

Рис. 6. Сравнение корреляции времени двойного пробега с глубиной залегания пласта до (красные точки) и после (зеленые точки) коррекции за влияние газонасыщенного интервала.

Применение методики, описанной в рамках данного исследования, позволяет значительно повысить точность структурных построений — коэффициент корреляции времени двойного пробега с глубиной залегания пласта увеличивается до 0.99, при этом значительно уменьшается дисперсия точек на кросс-плоте. В результате применения подобного подхода к учету влияния газонасыщенного интервала, ошибка прогноза структуры значительно снижается — в случае отсутствия учета влияния газа ошибка по регрессионной модели изменяется от −30 до +22 метров, после выполненной корректировки временной поверхности, ошибка составляет от −6 до +10 метров.

Рис. 7. Распределение ошибки прогноза по линейной регрессии — до (красный) и после (зеленый) учета газовой аномалии.

В полученных результатах можно выделить два аспекта:

1. Скорректирована тектоническая модель залежей — ранее локальная депрессия ассоциировалась с тектоническим фактором, что приводило к ошибочной интерпретации разрывных нарушений. В ходе анализа был показан инверсионный характер структуры, и ее связь с кинематическим влиянием газовой шапки.

2. Скорректирована структурная модель в области отсутствия скважин — показан инверсионный характер структуры и вычислена ориентировочная поправка, необходимая для компенсации влияния газа. Изменение структуры влечет за собой изменение запасов залежей нефти в целевом интервале.

В заключительной части исследования были рассчитаны структурные карты до и после учета газовой шапки с использованием средних скоростей, определенных в точках скважин. Оценка эффекта от учета влияния газонасыщенных пластов выполнена по разностной структурной карте (рис. 8). В центральной части изучаемого района, где плотность бурения относительно высокая, отличия в структурных картах составили +/- 5 метров, наибольшие различия наблюдаются в отдаленных областях, не освященных бурением. В этих зонах разница оценивается в 20 метров, за счет того, что карта средней скорости, рассчитанная по скважинным данным, не учитывает распространение газовой шапки в этом направлении.

Рис. 8. Карта разницы между структурными поверхностями до и после учета влияния газовой залежи в сеноманских пластах.

Дополнительной проверкой эффективности подобной методики послужил ретроспективный анализ прогноза структуры целевого пласта. Для этого из всего массива информации были удалены 20% скважин, которые затем использовались в качестве контрольной группы. По результатам ретроспективного анализа установлено, что учет влияния газовой залежи, позволяет сократить среднеквадратическую ошибку в разбуренной зоне с 7 до 3 метров.

Заключение

Пример южного купола Еты-Пуровского месторождения показывает, как отсутствие компенсации влияния газовой аномалии, в условиях ограниченной априорной информации, на начальном этапе приводит к ошибкам в оценке структурного плана и запасов целевых пластов. Предлагаемый метод учета газа характеризуется некоторыми неопределенностями: корреляционная связь невязки и карты изохрон характеризуется дисперсией, влияние газа носит сложный характер, субъективизм в получении итоговой поправки и т.п. Однако такой подход позволяет оценить возможную степень влияния газонасыщенных пластов на волновое поле в отсутствии объемной скоростной модели, что является важным аспектом.

Кроме того, положительный эффект заключается в снятии неоднозначности — противоречия между структурой на волновом поле и по скважинным данным, а также в корректировке тектонической модели, контролирующей распределение залежей.

Список литературы

1. Конторович В.А., Конторович Д.В., Сурикова Е.С. «История формирования крупных антиклинальных структур — ловушек для уникальных газовых залежей на Севере Западной Сибири (на примере Медвежьего месторождения)» // Геология и геофизика, 2014, т. 55, № с.

2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. «Геология нефти и газа Западной Сибири». М.: Недра, 1975, 697 с.

3. Alai, R., J. Thorbecke, E. Verschuur «Analysis of elastic wave field propagation through gas clouds» // 81 st Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 2011,

Источник