Методы поддержания пластового давления

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (а. maintenance of reservoir pressure, repressuring; н. Lagerdruckunterhaltung; ф. maintien de la pression de gisement; и. mantenimiento de presion en las capas) — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержаниепластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или изибрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефтиводой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

10. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами.
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер­дым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбо­натным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю­щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характе­ризуется объемной Г и поверхностной П плотностью тре­щин: Г = S/V; П = 1/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых по­верхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит гус­тота трещин Г = Δn/ΔL,

где Δn — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размер­ность густоты трещин — 1/м.

Трещинная емкость КТ по данным исследования шлифа под микроскопом равна КТ = bl/F,

где b — раскрытость трещин в шлифе; 1 — суммарная про­тяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.

Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в сква­жине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бо­кового каротажа. В этом случае

Кт = 1,5[_Рф1 ρ_рф2(ρ₂ – ρ₁)]/[ρ₁ ρ₂(ρ_ф2 – ρ_ф1)],

где ρ₁ - удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удель­ным сопротивлением ρ_ф1; ρ_ф2 — то же, при заполнении трещин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением ρ_ф2.
Микротрещиноватость изучают на образцах — на боль­ших шлифах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.
По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые. В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины — это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной по кернам.
В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.
--На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.
--Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.
Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8—0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик и составляет 0,20—0,30.

12 Разработка нефтяных месторождений в условиях режима растворённого газа

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.
давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж —жидкость;
В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое
давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между
значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений,
в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ,

выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой
нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти
происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности
за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4 – 5 раз и более) превышает
начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же

начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды. Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.