Какое основное условие обеспечивает упруговодонапорный режим работы залежи

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
V_н,
получаемой из залежи за счет упругих
сил при снижении в ней пластового
давления на Р,
можно выразить формулой

г

Рис.
8
Динамика основных показателей разработки
нефтяной залежи при
упруговодонапорном
режиме.

де V’_н,
V_н»
— объемы нефти, полученные
соответственно за счет упругих сил
самой залежи и водоносной области
пласта; V_н,
V_в
— объемы нефтеносной
и вовлеченной в процесс снижения
пластового давления водоносной частей
пласта; ^*_н,
^*_в
— коэффициенты объемной
упругости пласта в нефтеносной и
водоносной частях (^*=
k_н^*_ж
+
_с,
где k_н
— средний коэффициент
пористости; _ж,
_с
— 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.

П

Рис. 9
Зависимость динамического пластового
давления Рпл 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

роцесс вытеснения нефти водой из
пласта аналогичен водонапорному режиму,
однако вследствие менее благоприятных
геолого-физических условий доля
неизвлекаемых запасов по сравнению с
водонапорным режимом несколько
возрастает. Динамика показателей
разработки при упруговодонапорном
режиме (рис.
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 (рис.
8), 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.
9.

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
элизионном 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.

Темп
добычи нефти при упруговодонапорном
режиме во
II стадии
разработки обычно не превышает
5—7% в год
от НИЗ (рис.
8). 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 Грозненского
района, Восточной Украины и других
районов.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

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

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.

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:

Ø  большой удаленности от нее;

Ø  пониженной проницаемости;

Ø  значительной неоднородности пласта;

Ø  повышенной вязкости нефти;

Ø  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.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (смотри рисунок 3.1 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 (Рисунок 3.2) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Рисунок 3.2 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

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, 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.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 7 % в год от НИЗ (см. рисунок 3.2). 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 Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

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.