Режимы работы нефтяных залежей.

Тема 10. «Основные сведения о нефтяных месторождениях.

Режимы работы нефтяных залежей.

Приток жидкости из пласта в скважину происходит за счет разности между пластовым и забойным давлениями. Источниками пластовой энергии, под действием которой жидкость из пласта притекает к забоям скважины, являются энергия напора краевых и подошвенных пластовых вод, энергия сжатого свободного газа и газовой шапки, энергия газа, выделяющегося из нефти при уменьшении пластового давления ниже давления насыщения, энергия упругого расширения растворенного в нефти газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора самой нефти за счет сил гравитации. Пластовая энергия в процессе эксплуатации залежей расходуется на преодоление сил трения, возникающих между самими слоями жидкости и газа, и трения жидкости и газа о породу, а также на преодоление сопротивления капиллярномолекулярных сил в пласте.

При разработке залежей нефть может двигаться к забоям скважин под действием как одного, так и всех видов пластовой энергии одновременно. Однако упругость пород пласта и насыщающих его жидкостей с растворенным газом и гравитационные силы (силы тяжести) проявляются всегда.

В зависимости от геологических условий залегания нефти, газа и воды в пласте, величины пластового давления и размеров нефтегазоводяных частей всей пластовой гидродинамической системы всегда превалирует энергия того или иного вида, которую выделяют как главную движущую силу нефти к забоям скважины.

В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой, т. е. обусловливает перемещение нефти из пласта к скважинам, различают следующие режимы работы нефтяных залежей: режимы вытеснения (водонапорный, газонапорный); режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный).

Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим.

На рис. 10.1.1 представлена схема месторождения с жестководонапорным режимом. При этом режиме нефть к добывающим скважинам поступает за счет напора краевых вод, который в основном определяется высотой столба воды Н за контуром нефтеносности; водоносная часть продуктивного пласта имеет сравнительно небольшие площади распространения от контура нефтеносности и связана с дневной поверхностью или с поверхностными водоемами. При эксплуатации залежи вода постоянно пополняется за счёт атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. При жестководонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Рисунок – 10.1.1. – Схема строения залежи с напором краевых вод.

В процессе эксплуатации залежи вначале наблюдается некоторый спад пластового давления (рис. 10.1.2, кривая I) и некоторое снижение дебитов. Затем в залежи устанавливается определенный градиент давления, который обеспечивает постоянный отбор жидкости во времени. При поддержании пластового давления выше давления насыщения газовый фактор (кривая 1) остается постоянным в процессе всего времени эксплуатации залежи.

Рисунок – 10.1.2. – Графики изменения пластового давления и газового фактора во времени при различных режимах разработки залежей.

Эксплуатация нефтедобывающих скважин прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет нефтедобывающих скважин, находящихся в наиболее повышенных частях пласта, и вместо нефти из пласта будет добываться только вода. Однако из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и пластовых вод к нефтедобывающим скважинам, и они длительное время могут эксплуатироваться с содержанием в нефти большого количества воды.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов — 0,5—0,8.

Необходимо отметить, что при чрезмерном увеличении темпа отбора нефти из залежи, т. е. когда отбор нефти значительно превышает приток воды из законтурной или подошвенной частей пласта, будет происходить быстрое падение пластового давления до давления насыщения и ниже. Тогда жестководонапорный режим работы залежи может перейти в режим растворенного газа. Поэтому, с целью интенсификации добычи нефти увеличением темпов отбора нефти и предупреждением при этом возможности перехода с жестководонапорного режима на режим растворенного газа, недостающий приток пластовой воды в нефтяную часть пласта компенсируют искусственным нагнетанием воды в водоносные или нефтеносные части продуктивного пласта. Компенсацию недостающего напора краевых и подошвенных вод проводят также закачкой газа в повышенные части продуктивного пласта.

Для упруговодонапорного режима характерна обширная по сравнению с нефтяной частью водоносная часть пласта, которая простирается на очень большие расстояния от контура нефтеносности (100 км и. более). При этом водоносная часть пласта может иметь связь с дневной поверхностью или вовсе ее не иметь.

При снижении пластового давления в залежи в условиях упруговодонапорного режима в начале разработки нефть к забоям скважин в основном притекает за счет энергии упругого расширения пластовой жидкости и сжатия пород продуктивного пласта. Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления в нефтяной части пласта, тем большие массы жидкости вовлекаются в движение за счет упругой деформации жидкости и пород пласта по направлению к скважинам. В зависимости от проницаемости пород продуктивного пласта пластовое давление в удаленных частях водоносной части пласта может оставаться неизменным в течение многих лет.

Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Однако если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.

Установлено, что за счет энергии упругого расширения жидкости и газа и сжатия продуктивного пласта можно извлечь из пласта до 15 % нефти от промышленных запасов:

где V _ж — «упругий запас» жидкости в объеме залежи при снижении давления на Δ p; V — объем залежи; β* — коэффициент упругости

где т — коэффициент пористости породы; β_ж и β_с — соответственно коэффициенты сжимаемости жидкостей и породы.

В отличие от жестководонапорного режима для упруговодонапорного режима характерны большее падение пластового давления и большее снижение дебитов нефтедобывающих скважин в начале разработки залежи. Затем темп падения пластового давления дебитов скважин замедляется. При условии недопущения снижения пластового давления ниже давления насыщения газовый фактор при упруговодонапорном режиме остается постоянным. При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается.

С целью недопущения перехода упруговодонапорного режима в режим растворенного газа залежи нефти в настоящее время разрабатываются с поддержанием пластового давления нагнетанием в продуктивный пласт воды или газа в повышенные части пласта.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

Газонапорный режим работы залежи может проявляться при огромном давлении газовой шапки. Нефть к нефтедобывающим скважинам притекает в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения нефти расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается обычно гравитационными эффектами. Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные зоны залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Этим замедляется темп падения пластового давления.

При благоприятных геологических условиях в результате гравитационного распределения нефти и газа возможно образование газовой шапки там, где в начальный период она отсутствовала. Если расход энергии расширения газа недостаточно компенсируется, происходит довольно быстрое падение пластового давления (см. рис. 10.1.2, кривая II) и снижение дебитов нефтедобывающих скважин. После снижения пластового давления ниже давления насыщения наблюдается быстрое увеличение газового фактора (кривая 2). По мере вытеснения нефти из пласта и увеличения площади газонефтяного контакта, а также за счет очень низкой вязкости газа по сравнению с нефтью происходят прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и нерациональное расходование энергии расширения газа газовой шапки. Поэтому при прорыве газа в нефтяные скважины добыча нефти прекращается.

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа, напорный режим поддерживается закачкой газа в газовую шапку. Обычно для этой цели используют нефтяной газ, отбираемый вместе с нефтью из нефтяной части той же залежи.

При газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи пласта составляет 0,4—0,6.

Режим растворенного газа (газовый режим) характерен для изолированных залежей без газовой шапки при активном напоре краевых и подошвенных вод или слабом их поступлении в нефтяную часть пласта.

Приток нефти в залежах с газовым режимом происходит за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти. По мере эксплуатации залежи давление в пласте быстро снижается и происходит выделение из нефти свободных пузырьков газа. Пузырьки газа все больше и больше расширяются и частично проталкивают и увлекают нефть к забоям скважин. Однако эффект процесса вытеснения нефти из залежи за счет энергии растворенного газа очень незначителен, так как запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать более или менее значительные объемы нефти.

Пластовое давление (см. рис. 10.1.2, кривая III) при режиме растворенного газа очень быстро падает, также быстро снижаются дебиты скважин. Газовый фактор (кривая 3) сначала очень быстро растет, а потом, достигнув некоторого максимума, резко снижается до полного истощения пласта. Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неизменным в процессе всего периода эксплуатации залежи.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет всего 0,15—0,3.

Для увеличения темпа отбора и повышения коэффициента нефтеотдачи залежи с режимом растворенного газа рекомендуется разрабатывать ее с самого начала с поддержанием пластового давления путем закачки воды или газа в пласт.

Гравитационный режим проявляется в том случае, если в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть способна стекать в скважины только под действием гравитационной силы (сила тяжести). При крутых углах падения пластов наибольшую продуктивность имеют скважины, вскрывающие пласт в его пониженных зонах. При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефти.

В заключение необходимо отметить, что нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. На некоторых месторождениях отдельные участки могут работать на различных режимах. Например, в краевые скважины нефть может вытесняться напором краевых вод, а внутренние области пласта могут дренироваться под действием энергии газовой шапки или вследствие отдачи энергии растворенного в нефти газа.