Естественный режим работы залежи при пластовом давлении ниже давления насыщения называется

В зависимости от того, какой вид энергии
является основной движущей силой
перемещения нефти из залежи к забою
скважин, выделяют следующие режимы:
водонапорный (естественный и искусственный),
упругий, газонапорный (режим газовой
шапки), а также режим растворенного газа
и гравитационный (режим истощения
пластовой энергии).

Режимы:

Водонапорный режим подразделяется
на жестководонапорный режим и
упруговодонапорный режим.

Жестководонапорный режим

При жестководонапорном режиме движение
нефти в пласте к забоям скважин происходит
под действием давления краевых или
законтурных вод, имеющих постоянное
пополнение из поверхностных источников
за счет атмосферных осадков, талых

вод, водоемов или за счет искусственной
закачки воды в нагнетательные скважины.

При жестконапорном режиме

Pпл>Pнас

где Р_пл
— среднее пластовое давление, Р_нас
— давление насыщения.

Коэффициент нефтеизвлечения — это
отношение извлеченного количества
нефти из залежи к начальным запасам
нефти.

При водонапорном режиме
(естественном и искусственном) коэффициент
один из высоких. К_н
=0,5-0,7.

Упруговодонапорный режим

При этом режиме водоносная часть залежи
очень большая И может простираться от
контура нефтеносности на десятки И
сотни километров. Водоносная часть
пласта при этом может иметь связь с
дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном
периоде разработки залежи идет
значительное снижение пластового
давления и, соответственно, дебитов
нефти по скважинам. Затем темп падения
пластового давления и дебитов нефти по
скважинам снижается. При упруговодонапорном
режиме газовый фактор остается постоянным
при условии, что пластовое давление
снижается не ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме контур
нефтеносности постоянно перемещается
и сокращается. В залежи нефти с упругим
режимом активного продвижения контурных
вод с полным замещением пор, занятых
нефтью, не происходит, пластовое давление
быстро падает, и со временем режим работы
залежи с упругого может перейти в
газовый.

Коэффициент нефтеизвлечения
при упруговодонапорном режиме может
достигать больших значений (К_н
=0,8).

Газонапорный режим

Во всех нефтяных залежах имеется газ,
который находится в пласте в свободном
состоянии в виде газовой шапки или в
растворенном состоянии в нефти.

Режим работы нефтяной залежи, при котором
основной движущей силой является энергия
сжатого газа, находящегося в газовой
шапке, называется газонапорным.

При газонапорном режиме процесс
вытеснения нефти газом аналогичен
процессу вытеснения нефти водой. При
газонапорном режиме газ вытесняет нефть
в пониженные части залежи.

Приток нефти к нефтедобывающим скважинам
при этом режиме происходит в основном
за счет энергии расширения газа газовой
шапки. При этом процесс вытеснения нефти
расширяющимся газом сопровождается
гравитационными эффектами.

При газонапорном режиме
Кн=0,4-0,6.

Режим растворенного газа (газовый
режим)

Основной движущей силой при режиме
растворенного газа является газ,
растворенный в нефти. По мере разработки
нефтяной залежи давление в ней падает,
при этом начинается выделение газа из
нефти. Отдельные пузырьки его расширяются
в объеме и выталкивают нефть из порового
пространства в участки с пониженным
давлением, то есть к забоям нефтяных
скважин.

Коэффициенты нефтеизвлечения
при режиме растворенного газа очень
небольшие и составляют от 0,15
до 0,25.

Гравитационный режим

Гравитационный режим проявляется тогда,
когда в нефтяном пласте давление снижено
до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть
не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ,
залегают под некоторым углом к
горизонтальной площади, поэтому
находящаяся в них нефть под действием
силы тяжести стремится переместиться
вниз по направлению падения пластов.

При крутых углах падения пластов
наибольший дебит нефти дают скважины,
пробуренные в пониженных участках
пласта.

Гравитационный режим не имеет практического
применения, но он важен для правильного
понимания процессов, происходящих в
нефтяных залежах при их разработке.

Коэффициент нефтеизвлечения
= 0,5-0,6 max

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

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

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.

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.

Получай знания в онлайн-школе

Подберем репетитора, поможем понять сложные учебные предметы

Выбрать программу

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.