Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

При снижении давления из нефти выделяется растворенный газ. Упругость сжатых пузырьков газа является одним из источников пластовой энергии. Режим разработки, основанный на использовании этого вида пластовой энергии, называется режимом растворенного газа. Нефтеотдача месторождения на таком режиме не превышает 20 - 30% от начальных запасов. Обычно режимы газовой шапки и растворенного газа проявляются вместе с различной интенсивностью.

Достоверно определить режим разработки нефтяной залежи, особенно на ранней стадии, зачастую затруднительно. Это связано с тем, что непосредственным наблюдением нельзя определить, что вытесняет нефть в пласте - вода или газ, какая именно вода - законтурная, например, или закачиваемая извне (если действует несколько причин, то какая из них преобладающая). Графики (рис. 1.1) для определения режимов разработки также малопригодны, поскольку для их надежного построения требуются соответствующие данные промысловых замеров в течение достаточно длительного периода, не менее нескольких лет, не говоря уже о том, что массовые замеры дебитов, пластовых давлений и газовых факторов по всем скважинам - трудоемкая и часто нереализуемая задача. В таких условиях целесообразно использование косвенных, диагностирующих показателей. С одной стороны, эти показатели должны хорошо коррелироваться с режимами разработки, с другой, быть достаточно просто и точно измеримы. Таким образом, задача определения режима разработки сводится к задаче его диагностирования по набору косвенных признаков. Поскольку результаты замеров случайным образом могут изменяться от скважины к скважине, а также во времени, то для обработки промысловой информации необходимо применять методы теории вероятности и математической статистики.

Для определения режима разработки нефтяного пласта, например, степени развития на месторождении водонапорного режима, может быть использован диагностирующий подход. Исследованиями установлено, что соотношения объемов воды и нефти влияют на составы как свободного газа, так и газа, растворенного в нефти. В связи с этим состав добываемого газа может быть использован как информативный признак для определения режима разработки пласта.

При водонапорном режиме увеличивается объем пласта, занятый водой, т. е. отношение Vн/Vг растет. По этой же причине снижение этого отношения свидетельствует о проявлении режима растворенного газа. Зная зависимость состава газа от величины этого отношения, определяя изменение его состава, можно диагностировать развитие того или иного режима. Поскольку различные компоненты по-разному реагируют на изменение соотношения Vн/Vг, то используется интегральный показатель, характеризующий изменение компонентного состава. В связи с тем что физическое обоснование связи изменения того или иного компонента с изменением отношения Vн/Vг дать затруднительно, для диагностирования режима подобным образом используется метод ранговой классификации.

Для примера ниже приведено ранжирование компонентов газа по скважинам Федоровского месторождения Западной Сибири (приведены только два компонента, ранжирование остальных проводится аналогично).

Функцию классификации R для конкретного состава газа (отобранного из определенной скважины) получают суммированием рангов всех признаков. Необходимо отметить, что при вводе месторождения в разработку для установления режима залежи требуется некоторый период времени, и режим оценивается в целом по пласту