Газобиохимическая съемка. 7 страница

При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного кон­такта и изолированность залежи от других пластов.

В процессе опытной эксплуатации и разработки залежи необ­ходимо вести тщательное наблюдение за изменением статического и рабочего давлений в добывающих скважинах, статических давле­ний в наблюдательных скважинах и статических уровней по пьезо­метрическим скважинам. Снижение давления в законтурных пьезо­метрических скважинах свидетельствует о внедрении пластовых вод в залежь. Данные о средних величинах текущих пластовых давлений желательно определять по картам изобар путем взвешивания давле­ний по объему порового пространства. Для этого необходимо знать площадь залежи и характер изменения мощности по площади. Нуж­но вести постоянное наблюдение за изменением дебитов газовых скважин, состава газа и конденсата (при его наличии).

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти Q_{бал Г} определя­ются при любом режиме по балансовым запасам нефти Q_{бал Н} с уче­том растворимости газа в нефти г_в при среднем начальном пласто-

- 315 -

вом давлении или с учетом среднего начального (или текущего) га­зового фактора r.

Если в процессе разведки залежи были отобраны пластовые про­бы, то подсчет осуществляется с учетом величины растворимости газа в нефти, определенной при анализе этих проб. Кроме того, для подсчета запасов можно воспользоваться сведениями о величинах средних начальных (или текущих) газовых факторов. При этом нуж­но руководствоваться следующим: если r больше r_H, то для расчетов берется величина растворимости газа в нефти r_H, если r меньше r_H, то подсчет запасов производится с учетом газового фактора Таким образом, при r > r Q_{бал Г} = Q_{бал Н} r₀; при r < r₀ Q_{бал Г} =Q_{бал Н}.

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, оказывает влияние режим залежи. При водонапорных режимах пла­стовые давления и газовые факторы постоянны во времени. Поэто­му в соответствии с условиями предыдущих формул

Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r₀ или Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r.

При неводонапорных режимах извлекаемые запасы газа рассчи­тываются по формуле

где q — остаточная растворимость газа в нефти при конечном пластовом давлении Рк — 1 МПа;

α_п — плотность нефти;

Ь₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении Рн;

а_н — поправка на сжимаемость газа при конечном пластовом дав­лении.

Таким образом, потери газа, растворенного в нефти, при неводо­напорном режиме определяются остаточным количеством газа в не- извлекаемой нефти при конечном давлении и количеством газа в по- ровом пространстве, освобожденном за счет извлеченной из пласта нефти, при конечном давлении.

Категории запасов газа, растворенного в нефти, определяются категориями запасов нефти.

6.4.4. Принципы подсчета запасов сопутствующих компонентов

В соответствии с необходимостью рационального использования недр серьезное значение приобретает обязательный учет всех полез­ных компонентов, содержащихся в промышленных размерах в не­фтяных, газовых и газоконденсатных залежах, а также в подстилаю­щих их пластовых водах.

К таким компонентам залежей относятся в первую очередь этан, пропан, бутан, гелий и сероводород. В пластовых водах важно опре­деление запасов иода, брома, стронция и других элементов, если их содержание, как и содержание перечисленных выше компонентов, превышает кондиционное.

- 316 -

Подсчет запасов этана, пропана и бутана производится в соответ­ствии с Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденса­та и других компонентов газа. Запасы сероводорода определяются по его содержанию в составе пластового газа. Подсчет балансовых и из­влекаемых запасов гелия в свободном газе и в растворенном газе не­фтяных залежей производится путем перемножения содержания ге­лия в пробах газа, отобранных на устье скважин, соответственно на балансовые и извлекаемые запасы газа.

Подсчет запасов металлов в пластовых водах производится по их содержанию в воде.

Контрольные вопросы

1. По каким признакам производится классификация запасов?

2. Как и с какой целью определяется отметка ВНК при подсче­те запасов?

3. Какие значения пористости берутся для подсчета запасов и по­чему?

4. С какой целью производится подсчет запасов?

5. Чем объясняется разница в подсчете запасов нефти и газа?

6.5. Геологические основы разработки нефтяных игазовых месторождений

6.5.1. Рациональные системы разработки

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуата­ции залежи и управлять им — определять расположение, число, по­рядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А.П. Кры­лов и др., 1962 г.).

Системы разработки должны быть рациональными, т.е. долж­ны отвечать следующим основным требованиям: достижению макси­мально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточ­но высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений.

В нашей стране основным методом воздействия на пласт явля­ется метод заводнения, внедренный в середине 40-х гг. на всех за­лежах нефти, не обладающих активным природным режимом дре­нирования.

6.5.2. Геологические факторы, определяющие

выбор рациональной системы разработки

К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся

- 317 -

следующие (М.М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и во­донефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, про­ницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газона- сышенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и раз­ница между этим давлением и давлением насыщения.

Размеры и форма залежей определяют применение систе­мы воздействия на пласт и выбор его вида. Небольшие по разме­рам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с неболь­шой шириной (до 5... 10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей преду­сматриваются различные варианты внутри контурного заводнения.

Размеры водонефтяных зон влияют на размещение добывающих скважин. Так, большие водонефтяные зоны «отрезаются» от чисто нефтяной части залежи, и в их пределах размещаются добывающие скважины.

Глубина расположения залежей сказывается на плотности сетки скважин и активности системы заводнения вследствие экономиче­ских соображений. Поэтому более редкие, чем следовало бы, сетки скважин сочетаются с более активными системами заводнения.

Тип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход ко вскрытию пластов.

Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее не* однородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более актив­ным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.

В зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала осво­ения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.

6.5.3. Основные геолого-технологические факторы,

влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величи­ны извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

- 318 -

На величину коэффициента извлечения нефти η оказывают вли­яние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения η _выт, и охват нефтяно­го пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата η_охв. В последнее время в формулу определения η вводят в качестве со­множителя и коэффициент заводнения

η = η_выт · η_охв · η_зав. (6.13)

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды μH/μB и степени однородности пласта. Чем меньшеμцН/μВ и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения возраста­ет с увеличением объемов прокачанной воды, однако увеличение объ­емов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема зале­жи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, преры­вистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы разработки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют поте­рям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изоли­рованных линзах и полулинзах, в тупиковых зонах и зонах выклини­вания и литолого-фациального замещения, в прослоях с низкой про­ницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами цен­трального ряда и нагнетательными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном счете увеличить коэффици­енты извлечения нефти.

6.5.4. Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

В настоящее время в СССР большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечива­ющим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответ­ствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнетатель­ных скважин. В технологическом плане такая залежь представляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являть­ся и несколько продуктивных пластов, разрабатываемых одной сет­кой скважин.

- 319 -

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависимо­сти от геологического строения продуктивного пласта в нефтяной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, есте­ственного режима залежи и т.п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным заводнением. Основным условием успешного применения систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водоносной частями пласта на контуре зале­жи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура не­фтеносности, причем скважины каждого последующего ряда сме­щаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважинами. Послед­ний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 107 а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 107 б). При раз­работке литологически экранированных залежей нагнетательные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 107 в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно-

Рис. 107. Схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении. Залежи: а — симметричная сводовая; б — асимметричная сводовая; в — литологически экранированная. 1 — изогипсы кровли пласта; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — линия литологического ограничения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

- 320 -

мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300...500 м, а между рядами 500...800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосредственной близости от контура нефтеносности (200...300 м), а во многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при законтур­ном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагнетатель­ных скважин, а следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежа­щих закачке, и приемистости скважин. Объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых условиях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закач­ки следует учитывать ее отток в законтурную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10...20%.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это по­зволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефте­носности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добываю­щих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении реко­мендуется следующий. В первую очередь необходимо разбурить пер­вый ряд добывающих скважин и не менее 50% нагнетательных сква­жин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины.

Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесообраз­но, так как расположенные на значительном расстоянии добываю­щие скважины не будут испытывать должного эффекта от законтур­ного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в разработку всей за­лежи следует применять дополнительное заводнение в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздей­ствие нагнетаемой воды по всей залежи.

Система разработки с внутриконтурным заводнением. К внутри- контурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие за­лежь ряды нагнетательных скважин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие залежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 108 а, б). При этом нагнетательные скважины разделяют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систе-

- 321 -

му расположения добывающих и нагнетательных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов до­бывающих скважин.

Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетатель­ных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем меж­ду рядами добывающих скважин. На практике приняты расстоя­ния между рядами добывающих скважин 400...800 м, до нагнета­тельного ряда - 800...1600 м и между скважинами в добывающем ряду - 200...400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза меньшим, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бу­рятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурится центральный ряд скважин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины использу­ются как добывающие. Это значительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится че­рез одну скважину, а из промежуточных скважин продолжается до­быча нефти до подхода воды от соседней нагнетательной скважины. После значительного обводнения промежуточные скважины осва-

скважин при внутриконтурном заводнении: а — расположение нагнетательных скважин вдоль длинной оси складки; б— расположение поперечно-разрезающих рядов нагнетательных скважин; в - приконтурное заводнение. Условные обозначения см. на рис. 107

- 322 -

иваются под нагнетание. Такой порядок нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда.

Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической изменчи­востью пласта или физико-химическими процессами, происходя­щими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения не­обходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные сква­жины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 108 в). Первый ряд добывающих скважин обычно располагается от ряда нагнетатель­ных скважин на расстоянии, в 1,5...2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания сква­жин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, приу­роченных к пластам, характеризующимся большой неоднородно­стью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площадном заводнении скважины бурятся по треугольной или квадратной гео­метрической сетке. В часть скважин, расположенных равномерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 109).

- 323 -

Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид за­воднения используют для повышения давления на участках, где сла­бо сказывается закачка воды от законтурных или разрезающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнетательные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрыв­шие более однородный пласт с лучшими коллекторскими свойства­ми в зоне, не подвергшейся влиянию закачки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановле­ние давления на всем участке.

6.5.5. Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти

Методы повышения коэффициента извлечения нефти приме­няются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, закач­ка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхностно­активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышен­ной вязкости и др. Подавляющее большинство этих методов направ­лено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды.

Термохимические методы применяются для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно небольшой глубине — до 1000... 1500 м. Обычно их используют для пластов, уже находивших­ся в разработке под влиянием естественного малоактивного режи­ма, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Тер­мохимические методы дают возможность повысить его с 0,1...0,15 до 0,3...0,4 и более.

Термохимическое воздействие на пласт и призабойную зону скважин осуществляется следующими методами:

1) закачкой в пласт горячих агентов (пара и воды);

2) созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

При закачке в пласт горячей воды или пара прогревается приза­бойная зона и очищаются от парафина и других отложений отвер­стия фильтра скважин и поровые каналы в призабойной зоне. Кро­ме того, уменьшается вязкость нефти. Пар или воду для этих целей закачивают периодически. Обычно закачка проводится в течение 10—14 сут. в остановленную добывающую скважину. Затем скважи­ну закрывают на двое или трое суток, чтобы тепло распространилось как можно дальше от ствола скважины в глубь пласта, после чего возобновляют ее эксплуатацию. Прогрев паром призабойной зоны увеличивает дебит скважины в несколько раз.

По мере остывания прогретой зоны пласта и повторного отло­жения в процессе эксплуатации парафино-смолистых веществ дебит

- 324 -

скважины постепенно уменьшается, поэтому паротепловая обработ­ка периодически повторяется.

Для извлечения из пласта вязких нефтей применяется закач­ка пара в пласт через нагнетательные скважины. Этот метод с успе­хом испытан на Северном Сахалине, в Краснодарском крае и в дру­гих районах. Опытно-промышленные работы показали, что закач­ка пара дала возможность повысить коэффициент извлечения с 0,12 до 0,3...0,4. Нагнетание пара для вытеснения нефти из пласта может применяться при существующих парогенераторах для пластов, зале­гающих на глубине не более 700... 1000 м.

Тепло для воздействия на пласт при методе извлечения нефти путем создания внугрипластового движущегося очага горения об­разуется за счет сжигания части пластовой нефти. На горение рас­ходуется около 10... 15% нефти, первоначально содержащейся в пла­сте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные компонен­ты нефти.

Горение начинается в пласте при температуре 90...150 °С. До этой температуры призабойная зона пласта нагревается электриче­ским или газовоздушным нагревателем. После начала горения тем­пература быстро возрастает и после достижения 300...500°С нагре­ватели выключаются. Для поддержания очага горения необходимо непрерывное нагнетание воздуха или другого кислородсодержаще­го агента.

Фронт горения постепенно перемещается от нагнетательной с кважи н ы к доб ы ва юще й.

По опытным данным внутрипластовый движущийся очаг го­рения позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Высокая эффективность процесса объясняется комплекс­ным воздействием на пласт теплового и динамического факторов: влияния испарения легких фракций нефти и воздействия пара, об­разованного из пластовой воды и воды, полученной в результате го­рения.

Закачка углекислоты - как показали результаты лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке углекислоты может сни­зиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагнетательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) уве­личила ее приемистость в 8 раз, а текущую нефтеотдачу — на 30% по сравнению с этими показателями при применении методов обычно­го заводнения.

Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) — сущность ме­тода заключается в снижении этими веществами поверхностного на­тяжения на границе нефть — вода, вода — порода, что способствует повышению скорости вытеснения и увеличению коэффициента вы­теснения. У нас в стране работы по промышленному применению ПАВ проводятся на ряде месторождений высоковязкой нефти.

- 325 -

Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости на­правлена на снижение фазовой проницаемости для воды в высоко- обводненных зонах и пропластках, в которых произошел прорыв на­гнетаемой воды. Тем самым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен, если увеличить вязкость нагнета­емой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загусти­тели.

6.5.6. Геологическое обоснование способов интенсификации работы скважин

Солянокислотная обработка применяется для продуктивных пла­стов, сложенных карбонатными породами, с целью повышения их проницаемости. В результате солянокислотной обработки дебиты нефтяных и газовых скважин значительно увеличиваются. Наибо­лее эффективна солянокислотная обработка в начальный период ра­боты скважин. При этом скважины переходят на фонтанирование, и дебиты увеличиваются в несколько раз. Рекомендуется солянокис­лотную обработку проводить под высоким давлением, обеспечиваю­щим гидроразрыв пласта. Высокое давление не только обеспечива­ет глубокое проникновение кислоты в пласт, но и снижает скорость реакции ее с породой. В связи с этим, в пласт на большое расстояние от скважины проникает активная кислота, еще не полностью про­реагировавшая с породой. Это дает возможность увеличить прони­цаемость пласта в значительно большей зоне. Для пластов с низкой проницаемостью соляную кислоту рекомендуется подогревать. Го­рячая кислота становится более активной и в первую очередь реаги­рует с породами призабойной зоны, чем обеспечивается ее проник­новение в пласт.

Термокислотная обработка обеспечивает повышение температу­ры на забое скважины в результате реакции части соляной кисло­ты с едким натром или металлическим магнием (алюминием), спу­щенным на забой скважины перед закачкой кислоты. Другая часть соляной кислоты реагирует с породой уже в условиях повышенной температуры. Термокислотную обработку рекомендуется применять для истощенных пластов, подвергавшихся многократной кислотной обработке, для повышения интенсивности реакции, а также для по­догрева призабойной зоны и удаления из нее парафина, смол и т.п.

Пескоструйная перфорация применяется для повышения дебита добывающих скважин и для увеличения приемистости нагнетатель­ных скважин. В необходимых случаях пескоструйную перфорацию следует применять при освоении разведочных скважин для пластов с плохими коллекторскими свойствами. При пескоструйной перфо­рации разрушение стенок колонны, цементного кольца и породы пласта производится струей воды с песком через отверстия малого диаметра под высоким давлением. Закачка песка с водой под боль­шим давлением осуществляется цементировочными агрегатами.

- 326 -

Гидроразрыв пласта осуществляется при низких и средних кол­лекторских свойствах продуктивных пластов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Гидроразрыв пласта основан на соз­дании трешин в пласте давлением, превышающим горное. Такое высокое давление достигается цементировочными агрегатами путем подачи в скважину воды или промывочной жидкости и временным уменьшением приемистости скважины. Последнее обеспечивается закачиванием в скважину и подачей к пласту в необходимых объемах вязкой жидкости. Для этой цели применяют тяжелую вязкую нефть, нефтекислотную эмульсию и другие вязкие жидкости. Для карбо­натных пород рекомендуется использовать эмульсию нефти с соля­ной кислотой, так как проникающая в пласт кислота одновременно осуществляет обработку призабойной зоны. Для сохранения откры­тых трещин после разрыва в пласт закачивается жидкость с песком. Песок заполняет трещины разрыва и препятствует их сжиманию. В карбонатных пластах, если гидроразрыв производится эмульсией нефти с соляной кислотой, песок в пласт можно не закачивать.

6.5.7. Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендует­ся закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пла­стах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются в СССР от 400 до 2500 м, а в США — от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов долж­на проектироваться большая плотность добывающих скважин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуати­руют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возни­кает необходимость ограничения отбора, например, при неустой­чивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при нали­чии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспортировки. При необхо­димости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессор­ных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4...5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно мо­жет быть значительно меньшим.