Естественные режимы работы залежей условия проявления

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмы­вания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (сво­бодного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое ме­сторождение, дает объективный материал для составления обосно­ванных, рациональных и экономически выгодных проектов разра­ботки отдельных залежей и в целом месторождений.

В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газона­порный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный.

Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует не­сколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они не­прерывно изменяются вследствие изменения характера проявля­ющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем экс­плуатации, применяемых искусственных методов воздействия на за­лежь с целью интенсификации добычи нефти, Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные ре­жимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэф­фициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с макси­мальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы экс­плуатации.

1. Водонапорный режим залежей.

При данном режиме основной дви­жущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются посто­янными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во вре­мени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуа­тации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непре­рывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эф­фективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные раз­меры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превы­шение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.

2. Упруговодонапорный режим залежей.

При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассмат­ривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водона­порного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжи­маемости соответственно жидкости и пласта.

В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к ко­торым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р₀ до Р.

Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение ди­намического давления. При этом режиме пластовое давления тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

3. Газонапорный режим залежей.

По мере отбора нефти из нефтяной за­лежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из «газовой шапки» вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из «газовой шапки» к забоям эксплуатаци­онных скважин газовые факторы резко возрастают и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при на­личии «газовой шапки» нефтяную залежь окаймляют напорные кон­турные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «га­зовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс переме­щения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».

4. Режим залежей растворенного газа.

При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатаци­онных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выде­лении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется сво­бодный газ, который значительно уменьшает фазовую проница­емость для нефти, что приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно оно не­значительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются постоянной мощ­ностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемо­стью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных за­лежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Данный переход воз­можен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насы­щения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффици­ентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водо­обмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворен­ного газа и газонапорные. Если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной пло­щади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуро­ченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруговодо­напорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она уда­лена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим в режим перейдёт в режим растворенного газа.

5. Гравитационный режим залежей.

Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как пра­вило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:

• на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гип­сометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;
• на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, ко­торый наблюдается в пологозалегающих пластах с плохими кол­лекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограни­ченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидро­геологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных за­лежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бу­рения, возможны только после детальных региональных гидрогео­логических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

 Природным
режимом залежи
называют совокупность естественных
сил (видов энергии), которые обеспечивают
перемещение нефти или газа в пласте к
забоям добывающих скважин.

Первичные методы
разработки
– это совокупность естественных
(природных) сил, которые обеспечивают
перемещение нефти и газа в пласте к
забою скважины.

В
нефтяных залежах к основным силам,
перемещающим нефть в пластах, относятся:

• напор
  контурной воды под дей­ствием ее
  массы;

• напор
  контурной воды в результате упруго­го
  расширения породы и воды;

• давление
  газа газовой шапки;

• упругость
  выделяющегося из нефти растворенного
  в ней газа;

• сила
  тяжести нефти

• сжимаемость
  горных пород под действием силы тяжести.

При
преобладающем проявлении одного из
названных источников энергии соответственно
различают режимы нефтяных залежей:

• водонапорный

• упруговодонапорный

• газонапорный
  (режим газовой шапки)

• растворенно­го
  газа

• гравитационный

• переуплотнения
  (compaction)

В
газовых и газоконденсатных залежах
источниками энер­гии являются давление,
под которым находится газ в пласте, и
напор краевых пластовых вод. Соответственно
различают режимы:

• газовый
  (режим расширяющегося газа)

• упруговодогазонапорный.

Природный
режим залежи определяется главным
образом геологическими факторами:
характеристикой водонапорной системы,
к которой принадлежит залежь, и
расположением залежи в этой системе
относительно области питания;
геоло­го-физической характеристикой
залежи — термобарически­ми условиями,
фазовым состоянием УВ, условиями
залегания и свойствами пород-коллекторов
и другими факторами; сте­пенью
гидродинамической связи залежи с
водонапорной сис­темой.

На
режим пласта существенное влияние могут
оказы­вать условия эксплуатации
залежей. При использовании природных
видов энергии для разработки залежи от
режима за­висят интенсивность падения
пластового давления и, следова­тельно,
энергетический запас залежи на каждом
этапе разработки, а также поведение
подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК)
и соответствующие тенденции изменения
ее объ­ема по мере отбора запасов
нефти и газа. Все это необходи­мо
учитывать при выборе плотности сети и
расположения скважин, установлении их
дебита, выборе интервалов пер­форации,
а также при обосновании рационального
комплек­са и объема геолого-промысловых
исследований для контро­ля за
разработкой.

Природный
режим при его использова­нии
обусловливает эффективность разработки
залежи — темпы годовой добычи нефти
(газа), динамику других важ­ных
показателей разработки, возможную
степень конечного извлечения запасов
нефти (газа) из недр. Продолжительность
эксплуатации скважин различными
способами, выбор схемы промыслового
обустройства месторождения и характеристика
технологических установок по подготовке
нефти и газа также во многом зависят от
режима залежи. Знание природ­ного
режима позволяет решить один из
центральных вопро­сов обоснования
рациональной системы разработки
нефтя­ных и газоконденсатных залежей:
возможно ли применение системы с
использованием природных энергетических
ресур­сов залежи или необходимо
искусственное воздействие на залежь.

В
нефтяных залежах
к основным силам, перемещающим нефть в
пластах, относятся:

• напор
  контурной воды под действием ее массы
  — водонапорный
  режим;

• напор
  контурной воды в результате упругого
  расширения породы и воды —
  упруговодонапорный;

• давление
  газа газовой шапки — газонапорный
  (режим газовой шапки);

• упругость
  выделяющегося из нефти растворенного
  в ней газа —
  растворенного
  газа;

• сила
  тяжести нефти — гравитационный;

• сила
  тяжести вышележащих горных пород —
  режим переуплотнения.

В
газовых
и газоконденсатных залежах
источниками энергии являются давление,
под которым находится газ в пласте, и
напор краевых пластовых вод. Соответственно
различают
газовый и упруговодогазонапорный
режимы.

Природный
режим залежи определяется главным
образом геологическими факторами:
характеристикой водонапорной системы,
к которой принадлежит залежь, и
расположением залежи в этой системе
относительно области питания;
геолого-физической характеристикой
залежи — термобарическими условиями,
фазовым состоянием УВ, условиями
залегания и свойствами пород-коллекторов
и другими факторами; степенью
гидродинамической связи залежи с
водонапорной системой.

На
режим пласта существенное влияние могут
оказывать условия эксплуатации залежей.
При использовании для разработки залежи
природных видов энергии от режима
зависят интенсивность падения пластового
давления и, следовательно, энергетический
запас залежи на каждом этапе разработки,
а также поведение подвижных границ
залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие
тенденции изменения ее объема по мере
отбора запасов нефти и газа. Все это
необходимо учитывать при выборе плотности
сети и расположения скважин, установлении
их дебита, выборе интервалов перфорации,
а также при обосновании рационального
комплекса и объема геолого-промысловых
исследований для контроля за разработкой.

Природный
режим при его использовании обусловливает
эффективность разработки залежи —
темпы годовой добычи нефти (газа),
динамику других важных показателей
разработки, возможную степень конечного
извлечения запасов нефти (газа) из недр.
Продолжительность эксплуатации скважин
различными способами, выбор схемы
промыслового обустройства месторождения
и характеристика технологических
установок по подготовке нефти и газа
также во многом зависят от режима залежи.

Знание
природного режима позволяет решить
один из центральных вопросов обоснования
рациональной системы разработки нефтяных
и газоконденсатных залежей: возможно
ли применение системы с использованием
природных энергетических ресурсов
залежи или необходимо искусственное
воздействие на залежь.

Режим
залежи при ее эксплуатации хорошо
характеризуется кривыми, отражающими
в целом по залежи поведение пластового
давления, динамику годовой добычи нефти
(газа) и воды, промыслового газового
фактора. Все эти кривые в совокупности
с другими данными об изменении фонда
скважин, среднего дебита на одну скважину
и т.д. представляют собой график разработки
залежи.

Ниже
рассмотрим режимы с преобладанием
одного из видов природной энергии.

Соседние файлы в папке eremin

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Режимы работы нефтяной залежи. Силы, действующие на нефтяную залежь

На нефтяную залежь воздействуют следующие естественные силы:

1. Сила тяжести, которая действует на жидкость.
2. Напор контурных вод.
3. Напор газовой шапки.
4. Энергия, которой обладают вода, нефть и вмещающая их горная порода.
5. Энергия растворенного газа, которая выделяется из нефти в случае уменьшения давления.

Всего существует пять естественных режимов работы нефтяной залежи:

1. Гравитационный режим.
2. Жестководонапорный режим.
3. Режим растворенного газа.
4. Упруговодонапорный режим.
5. Газонапорный режим.

Китайский язык для начинающих

Научись писать, понимать и воспроизводить текстовую информацию

Выбрать занятия

Особенности режимов работы нефтяной залежи

Источником энергии для жестководнапорного режима работы нефтяной скважины является напор краевых (подошвенных) вод. Запасы краевых вод постоянно пополняются за счет поверхностных водоемов, а также атмосферных осадков. Главная особенность заключается в том, что нефть, которая добывается через скважины, замещается водой. Это является причиной постепенного сокращения и перемещения контура нефтеносности. Эксплуатация скважин на таких залежах завершается в том случае, когда подошвенные воды достигают их забоя. Тогда вместо нефти на поверхность начинается извлекаться вода. Залежи с жестководонапорным режимом работы обладают самым высоким коэффициентом нефтеотдачи, составляющим от 0,5 до 0,8. В залежах с данным режимом работы не рекомендуется производить отбор нефти со слишком высокой скоростью, так как это может стать причиной прекращения фонтанирования скважин из-за падения темпа притока воды по отношению к темпу отбора полезного ископаемого.

Источником энергии для упруговодонапорного режима работы скважины являются упругие силы воды, нефти и горных пород, которые сжаты под давлением в недрах. По мере извлечения нефти из такой залежи пластовое давление уменьшается, также, как и дебит скважин. Основная особенность таких залежей заключается в том, что водоносная часть больше нефтеносной. Из такой залежи можно извлечь около 15 % от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи может достигать 0,8.

Источником энергии для газонапорного режима работы нефтяной скважины является давление газа, который сжат в шапке. Скорость снижения давления зависит от размера газовой шапки. В таких залежах процесс вытеснения нефти на поверхность газом сопровождается гравитационными эффектами. Газ, который выделяется из нефти, поднимается вверх и пополняет запасы газа в шапке. Как только контакт между газом в шапке и нефтью достигает минимума, происходит прорыв газа к добывающим скважинам, что становится причиной окончания их эксплуатации. Коэффициент нефтеотдачи таких залежей находится в диапазоне от 0,4 до 0,6.

Источником энергии для режима растворенного газа является давление газа, который растворен в нефти. Газ из растворенного состояния, по мере уменьшения пластового давления, переходит в свободное состояние. Нефть извлекается на поверхность за счет расширения пузырьков газа, выталкивающие ее к забою скважины. Запас энергии в таких залежах небольшой, поэтому отбирается небольшой объем нефти. В данных залежах коэффициент нефтеотдачи самый низкий и находится в диапазоне от 0,15 до 0,3.

При гравитационном режиме работе скважины нефть, под действием силы тяжести, стекает в скважину, откуда откачивается механизированным способом. Гравитационный режим работы нефтяной скважины имеет место быть в том случае, если давление в продуктивном пласте снизилось до атмосферного и в нефти не содержится растворенного газа.

Смешанный режим работы нефтяной залежи

Также существует еще один естественный режим работы нефтяной скважины — смешанный. При таком режиме работы скважины нефть доставляется к забоям добывающих скважин за счет воздействия нескольких видов энергии, то есть в залежи присутствуют два и более режимов работы. Разные режимы работы могут проявляться одновременно в разных частях залежи. Самым распространенным смешанным режимом работы нефтяной скважины является сочетание водонапорного режима с любым неводонапорным, который, как правило, имеет подчиненное значение. Кроме того, существует смешанный режим, представляющий собой сочетание режима растворенного газа и газонапорного. Процесс разработки нефтяной залежи, обладающей данным режимом работы, состоит в том, что нефть под воздействием газовой шапки вытесняется к внешнему контуру нефтеносности.

Содержание

Введение

1. Нефтяные месторождения

1.1 Водонапорный режим

1.2 Упруговодонапорный режим

1.3 Газонапорный режим

1.4 Режим растворенного газа

1.5 Гравитационный режим

2. Газовые и газоконденсатные месторождения

2.1 Газовый режим

2.2 Упруговодогазонапорный режим

3. Смешанные природные режимы залежей

Список литературы

Введение

нефтяной газовый месторождение залежь

Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Учение о природных режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретических исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы. Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.

1. Нефтяные месторождения

1.1 Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 1, а).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях: больших размерах законтурной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора, как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 1, б):

тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8 — 10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 — 90 % извлекаемых запасов нефти;

извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5 — 1.

Рис. 1. Пример разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме: а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика основных показателей разработки. 1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКНАЧ– начальное, ВНКТЕК — текущее; ВНКК — конечное; давление: рпл — пластовое, рнас — насыщения; годовые отборы: qн — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор;kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6 — 0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

1.2 Упруговодонапорный режим

Упруговодонапорный режим — режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Объем нефти, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на, можно выразить формулой

где — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта;– объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта;– коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях– средний коэффициент пористости;– коэффициенты объемной упругости жидкости и породы).

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (см. рис. 1, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 2) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 2), в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 3 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионным характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Рис. 2. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме: давление: рпл — пластовое, рнас — насыщения; годовые отборы: qн — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор;kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

Рис. 3. Зависимость динамического пластового давления pпл. от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной области: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтурная область практически отсутствует

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 — 7% в год от НИЗ (см. рис. 2). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 — 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

1.3 Газонапорный режим

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3МПа*с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рис. 4, а).

Рис. 4. Пример разработки нефтяной залежи при газонапорном режиме: а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика основных показателей разработки. 1 — газ; 2 — запечатывающий слой на границе ВНКНАЧ; положение ГНК: ГНКНАЧ — начальное, ГНКТЕК — текущее, ГНКК — конечное; давление: рпл — пластовое, рнас — насыщения; годовые отборы: qн — нефти; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис. 4, б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

1.4 Режим растворенного 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 газосодержание 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 при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 5). 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 газосодержание нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рис. 5. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа: давление: рпл — пластовое, рнас — насыщения; годовые отборы: qн — нефти; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

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

1.5 Гравитационный режим

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате “осушения” пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 6, б. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 — 1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мега-паскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.

Рис. 6. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти qН; 1–3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате “осушения” верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; остальные условные обозначения см. на рис. 1, 4.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.

2. Газовые и газоконденсатные месторождения

2.1 Газовый режим

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи рпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (pnл/Z) — ?Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; ?Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8–10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

2.2 Упруговодогазонапорный режим

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

3. Смешанные природные режимы залежей

При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи; при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет “равноправного” действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае и др.).

Упрутоводогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5– 10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и др.).

Литература

1. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ОАО “Издательство “Недра”, 1998. – 365 с.

2. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. — М: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000. – 414 с.

3. Коротаев Ю.П., Закиров СМ. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

4. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.- М.: Недра, 1992.

5. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

6. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990.

7. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. — М.: Недра, 1996.

Природные режимы
нефтяных залежей и их характеристика

         Природным
режимом залежи называют
совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение
нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

По преобладающему виду энергии
различают следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный;
упруговодонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный;
смешанный.

1.  
Водонапорный режим

Источником энергии
является напор краевых (подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за
счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Поступающая в
пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом
непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин
прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся
в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только
вода.

При этом режиме скважины
фонтанируют.  η  _нефт  = 0,5…0,8.

2.   
Упруговодонапорный режим

Характерен для большинства 
месторождений Зап. Сибири.

Основным источником
пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в
недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в
пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается дебит скважин.  Отличительной особенностью у/в режима
является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной.  η  _нефт
 = 0,5…0,7.

3.   
Газонапорный режим (режим газовой шапки)

Источником энергии для вытеснения нефти является давление
газа, сжатого в газовой шапке. В месторождениях, работающих в г/режиме, процесс
вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.
Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя
нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня ГНК происходит прорыв
газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их
эксплуатация прекращается. η _нефт  = 0,4…0,6.

4.    Режим растворенного газа

Основным источником пластовой
энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения
пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное.
Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. η  _нефт  = 0,15…0,3.

5.    Гравитационный режим

Имеет место в тех случаях, когда
давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть
не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под
действием силы тяжести. Разновидности:

—       
напорно-гравитационный
режим – нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению
крутозалегающего     пласта и заполняет
его пониженные части; дебиты скважин не большие и постоянные.

        
η  _нефт  = 0,3…0,4.

—         
Гравитационный
режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью) – уровень нефти находится
ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при
напорно-гравитационном режиме и со временем уменьшаются. η  _нефт  = 0,1…0,2.

6.   
Смешанный режим

Если в залежи нефти одновременно
действуют различные движущие силы.