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.
Добыча нефти и газа ведется человечеством с
древних времен. Сначала применялись примитивные
способы: сбор нефти с поверхности водоемов,
обработка песчаника или известняка,
пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но
началом развития нефтяной промышленности
принято считать время появления механического
бурения скважин на нефть и сейчас практически
вся добываемая в мире нефть извлекается
посредством буровых скважин. В настоящее время
структура сырьевой базы такова, что крупные
месторождения находятся на поздней стадии
разработки и применение традиционных технологий
по вовлечению невыработанных запасов может быть
экономически нецелесообразным. Вследствие чего
значительные объемы запасов окажутся не
вовлеченными в промышленную разработку. Как
известно, все вопросы разработки нефтяных
залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с
режимом пласта и все происходящие в них процессы
легко объяснимы.
Согласно существующим представлениям, режимом
нефтяных залежей называется доминирующая сила
пластовой энергии, проявляющаяся в процессе
разработки. Все известные нам режимы
(водонапорный, газонапорный, растворенного газа
и гравитационный) характеризуются определенной
закономерностью. Наиболее характерной является
зависимость газового фактора (F) от коэффициента
нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона
компонентного состава газа нефтяных залежей.
Режимы могут проявляться как в отдельности, так и
в смешанном виде (в сочетании с другими режимами).
Как показывает опыт разработки нефтяных
месторождений, в залежах нефти, имеющих
смешанный режим, изменение газового фактора
происходит в соответствии с преобладающим
режимом, проявляющимся в процессе разработки.
Презентация к уроку.
Режимы разработки залежей:
Упругий, при котором в качестве
единственного источника энергии используется
энергия упругого расширения воды, нефти и горных
пород.
Водонапорный, при котором используется
только энергия гидростатического напора краевых
вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется
под действием напора краевой воды. При
водонапорном режиме давление воды действует на
нефть снизу.
Газонапорный, при котором используется
энергия сжатого газа, заключенного в газовой
шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к
забоям скважин под давлением расширяющегося
газа, находящегося в свободном состоянии. При
газонапорном режиме газ создает давление на
нефть сверху.
Режим растворенного газа, при котором
основным источником энергии является энергия
выделяющегося и расширяющегося газа. Режим
растворенного газа проявляется, если напор
краевых вод слабый или в залежи отсутствует
свободный газ. Нефть продвигается к пласту под
действием энергии расширяющегося газа.
Гравитационный режим — нефть из пласта
продвигается к забою под действием
гравитационных сил (сил тяжести). При
гравитационном режиме отсутствует напор краевых
вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти.
Приток нефти к забоям скважин происходит за счет
сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой
режим характерен для поздних стадий разработки
м/р.
На разрабатываемых залежах какой либо из
указанных режимов разработки в чистом виде
встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в
различных комбинациях.
Например: нефтяная залежь может одновременно
разрабатываться под действием давления газа в
газовой шапке и напора краевых вод. Режим
растворенного газа может сочетаться с
газонапорным или упругим :
Смешанный, режим, при котором проявляется
одновременно несколько движущихся сил.
В результате эксплуатации скважин из недр
извлекаются не все запасы содержащихся в залежах
углеводородов.
Отношение извлеченного из залежи количества
нефти или газа к их первоначальным
(геологическим) запасам — называется
коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.
Значение этого коэффициента зависит в первую
очередь от режима разработки.
При разработке нефтяных залежей наиболее
эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые
режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода
имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет
нефть.
Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном
режиме и режиме растворенного газа наименьший,
т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа
расходуется на вытеснение нефти. Большая часть
непроизводительно проскальзывает по
направлению к скважинам.
При гравитационном режиме с низким темпом
отбора нефти можно получить высокий коэффициент
нефтеотдачи, но увеличение длительности
разработки залежи может оказаться экономически
невыгодным.
Газоотдача выше нефтеотдачи пластов
вследствие небольшой вязкости газов и слабого
взаимодействия их с пористой средой горных
пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть
снижением пластового давления до атмосферного.
Поэтому разработку газовых залежей прекращают
при давлении на устье скважин чуть больше
атмосферного.
Режим эксплуатации залежи (м/р) можно
искусственно изменить.
Например: закачка газа в ее наиболее высокую
часть для создания газовой шапки — переводится с
гравитационного или с режима растворенного газа
на газонапорный; закачка воды в скважины,
пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт
— искусственно создается водонапорный режим
разработки.
Совокупность мероприятий, при помощи которых
можно воздействовать на процесс разработки
залежи и управлять этим процессом, называется
системой разработки залежи.
На одной и той же залежи можно применять
различные системы. Наиболее рациональной будет
такая, которая обеспечивает выполнение
намеченных планов добычи нефти и газа и
достижение полного их извлечения из недр земли с
минимальными затратами.
Система разработки залежи может изменяться по
мере её выработки и получения дополнительной
информации о свойствах и строении продуктивных
пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих
систему разработки — называется регулированием
системы разработки эксплуатируемой залежи
(бурение новых скважин, изменение условий работы
скважин — перевод с фонтанного способа
эксплуатации на механизированный и др.)
Геометрически неправильные схемы расположения
скважин получаются в результате различных
мероприятий по регулированию (бурение новых
скважин, выключение старых — нерентабельных и
др.). Такие схемы размещения скважин используются
при разработке газовых залежей.
Система размещения скважин при разработке
газовых залежей мало влияет на газоотдачу
пласта. Число же газовых скважин определяется
потенциальными возможностями (т.е. предельно
допустимым дебитом) каждой отдельно и общей
потребностью в газе. Газовые скважины
размещаются равномерно в наиболее высоких
участках залежи.
В процессе разработки нефтяных залежей при
естественных режимах происходит истощение
пластовой энергии и падение пластовых давлений.
При снижении пластового давления из нефти
начинает выделяться газ и напорный режим работы
залежи переходит в режим растворенного газа, а
дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее
истощение энергии выделяющегося из нефти газа
приводит к проявлению гравитационного режима
разработки и к необходимости использования
дополнительных источников энергии для подъема
нефти из скважины.
Таким образом, разработка нефтяных
месторождений при естественных режимах не
обеспечивает высоких темпов добычи нефти и
высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в
недрах остаются огромные количества нефти,
особенно при режиме растворенного газа. В
результате разработка залежей может затянуться
на многие годы, а затраты возрастут за счет
использования дополнительных источников
энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора
нефти из залежи и достижения коэффициентов
нефтеотдачи необходимо в процессе разработки
искусственно поддерживать пластовое давление
путем закачки в залежь воды или газа (воздуха).
Закачка воды в пласт — заводнение — самый
распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей
нефти добывают из заводненных месторождений.
(<Приложение 1>)
Педагогическая технология — Модульная» №
уроков — модулей в теме — М 3 и М 4
(<Приложение2>)
Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных пластах.
Всякая нефтяная или газовая залежь
обладает потенциальной энергией, которая
в процессе её разработки переходит в
кинетическую и расходуется на вытеснение
нефти и газа из пласта. Пластовая энергия
аккумулируется под воздействием
водонапорной системы данной залежи. В
период формирования залежи происходит
образование и накопление других
источников пластовой энергии: упругих
сил нефти, воды и породы; газа, сжатого
в газовых шапках; газа, растворенного
в нефти.
Об энергетически ресурсах пласта
судят по изменению пластового давления
в зависимости от отбора нефти или газа.
Обычно чем выше начальное пластовое
давление, тем выше его энергетические
ресурсы. Однако это не всегда бывает
так.
В небольших замкнутых залежах,
залегающих на большой глубине, начальное
пластовое давление может быть высоким
при небольшом запасе пластовой энергии,
тогда как в обширных подземных резервуарах,
залегающих на сравнительно небольших
глубинных и имеющих начальное давление,
запас пластовой энергии будет значительным.
Наиболее полное представление о запасе
пластовой энергии можно получить по
характеру и темпу изменения пластового
давления в процессе разработанной
залежи. До вскрытия пласта залежи
жидкость или газ находятся в нем в
статическом состоянии и располагаются
по вертикали соответственно своим
плотностям. После вскрытия пласта и
начала эксплуатации скважин равновесие
в пласте нарушается. Жидкость и газ
начинают перемещаться в пласте к зонам
с пониженным давлением , т.е. к забоям
скважины.
Во многих нефтяных залежах движение
нефти происходит под действием сил,
вызванных напором краевой (контурной)
воды, в других залежах с большой газовой
шапкой действуют силы напора и расширения
сжатого газа. Давление газа в газовой
шапке передается на зеркало газонефтяного
контакта, а следовательно, и не весь
объем нефти в залежи.
При плохом сообщении пористого
пространства нефтяной залежи с
водонасыщенной зоной пласта движение
нефти в ней происходит под действием
сил, возникающих при выделении из нефти
растворенного газа и его расширении.
При больших размерах системы, питающей
нефтяную залежь водой, даже если эта
система не сообщается с поверхностью
земли, пластовая энергия проявляется
в виде упругого расширения жидкости и
горных пород при снижении давления.
В ряде нефтяносных залежей, особенно
на поздней стадии их разработки, основными
движущими силами в пласте являются силы
тяжести: нефть стекает из повышенных
частей пласта в пониженные, где
располагаются забои скважин.
Режимы нефтяных залежей.
В зависимости от того какой вид
энергии преобладает при перемещении
жидкости и газа в эксплуатируемой
скважине различают и режимы работы
нефтяных залежей:
1)Водонапорный; 2)Газонапорный (газовый);
3)растворенного газа и 4)Гравитационный.
Залежи, в которых проявляются одновременно
различные движущие силы, называют
смешанными режимами, например
упруго-водонапорный.
Водонапоный режим.
П
ри
водонапорном режиме нефть движется в
пласте к скважине под действием
наступающей краевой воды. В идеальном
случае при этом режиме залежь постоянно
наполняется водой из поверхностных
источников. Зоны соприкосновения
продуктивного пласта с поверхностью
могут находиться на расстоянии многих
сотен километров от его нефтяной части
(рис. 1). Напор вод может создаваться так
же искусственно путем нагнетания воды
в
специальные нагнетательные скважины,
располагаемые за контуром нефтеносности
в водяной зоне пласта. При чисто
водонапорном режиме, поступающая в
пласт вода полностью замещает отбираемые
нефть и газ. Контур нефтеносности при
этом непрерывно сокращается.
При эксплуатации месторождений в
водонапорном режиме сначала наблюдается
некоторый спад пластового давления и
устанавливается градиент давления,
вызывающий поступление воды в продуктивную
зону. Со временем пластовое давление
при постоянном отборе стабилизируется,
что является доказательством
установившегося водонапорного режима
с полным замещением извлекаемой из
пласта жидкости. Если же темп отбора
нефти из пласта непрерывно возрастает,
может наступить момент, когда объем
поступающей воды в залежь, станет меньше
объема извлекаемой нефти и газа. Пластовое
давление начнет падать, что может
привести к переходу водонапорного
режима в режим растворенного газа.
Вследствие медленного падения
в залежах с водонапорным режимом дебит
и газовый фактор скважин длительное
время остается постоянным (рис. 2).
1 – пластовое давление
2 – добыча нефти
3 – газовый фактор
4 – добыча воды
Рис. 2 – тип графической разработки
пласта с водонапорным режимом.
Эксплуатация залежи прекращается, когда
поступающая контурная вода достигает
забоев скважин, находящихся в наиболее
высоких частях залежи, и вместо нефти
из всех скважин будет извлекаться только
вода.
Благоприятными условиями для осуществления
водонапорного режима являются:
— хорошая сообщаемость между нефтяной
и водяной частями залежи
— хорошая проницаемость и однородность
строения залежи
— небольшая вязкость нефти
— соответствие темпов отбора нефти,
воды и газа из залежи интенсивность
поступления в неё воды.
Упруго-водонапорный режим.
Упругие изменения породы и жидкости
при уменьшении давления в пласте,
отнесенные к единице их объема,
незначительны. Но, если учесть, что
объемы залежи и питающей её водонапорной
системы могут быть огромны, то упругая
энергия пород, жидкостей и газов может
оказаться существенным фактором,
обеспечивающим движение нефти к забоям
скважин.
Естественно, что упругое расширение
пластов жидкости и породы при снижении
давления должно происходить при любом
режиме работы залежи, однако при активном
водонапорном режиме или при газовых
режимах это явление имеет второстепенное
значение.
При понижении давления на забое
скважины жидкость, находящаяся вблизи
от неё будет в силу упругости расширяться,
объем порового пространства, вмещающего
жидкость, будет сжиматься, и часть
жидкости начнет вытесняться в скважины.
Чем больше площадь, на которую
распространяется понижение давления
(депрессия), тем большие массы жидкости
вовлекаются в упругое перемещение по
направлению к скважинам.
Профессор В.Н. Щелкачев, разработавший
теорию упругого расширения и перемещения
жидкости в упругой пористой среде, ввел
коэффициент упругоемкости залежи.
m– коэффициент пористости
породы в долях единиц;
— коэффициент сжимаемости жидкости;
— коэффициент сжимаемости породы.
При падении давления в залежи на
величину ΔPколичество
жидкости, выделяющейся под действием
упругих свойств среды, будет:
где 
— упругий запас жидкости в объеме залежи
V- объем залежи
— перепад давления в залежи
Основным признаком упруговодонапорного
режима является значительное падение
в начальный период эксплуатации. В
дальнейшем при постоянном отборе
жидкости темп падения давления
замедляется.
Дебиты скважин при поддержании
постоянного давления на забое уменьшаются,
причем вначале довольно интенсивно, а
затем кривая изменения дебита становится
более пологой. Газовый фактор как и при
водонапорном режиме, обычно остается
постоянным, пока давление не станет
ниже давления насыщения.
Упругие свойства пласта проявляются
в том, что всякое изменение давления в
любой точке пласта передается не
мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта
скорость передачи давления в пласте
определяется
пьезопроводимостью и характеризуется
коэффициентом пьезопроводности.
χ
=
Г
P
где k– коэффициент
проницаемости пласта,
μ – динамическая вязкость жидкости,
m– пористость, доли
ед.
— коэффициенты сжимаемости жидкости,
породы,
— коэффициент упругоемкости пласта,
.
Газонапорный режим.
П
ри
газонапорном режиме или режиме газовой
шапки, нефть вытесняется к скважинам
под давлением расширяющегося газа,
находящегося в свободном состоянии в
повышенной части пласта.
Объем газа, находящийся под давлением
в газовой шапке, всегда меньше объема
водонапорной системы, окружающей
нефтяную залежь, поэтому запас энергии
здесь всегда ограничен. В месторождениях
с газовой шапкой процесс вытеснения
нефти, расширяющимся по мере снижения
давления газом сопровождается
гравитационными эффектами. Нефть стекает
под действием силы тяжести в пониженные
зоны залежи, а выделяющийся из нефти
растворенный в ней газ мигрирует в
повышенные зоны, и наполняют газовую
шапку.
Вязкость газа весьма мала по сравнению
с вязкостью нефти, и он может прорываться
к скважинам расположенным не далеко от
газонефтяного контакта. Поэтому при
газонапорном режиме необходимо тщательно
контролировать процесс эксплуатации
скважин, расположенных вблизи газовой
шапки, ограничивать их дебит, а в случае
резкого увеличения выхода газа, даже
прекращать их эксплуатацию.
Для повышения эффективности разработки
иногда следует нагнетать с поверхности
газ.
Режим растворенного газа.
Он характерен для залежей с пологим
падением пластов при отсутствии
свободного газа в залежи и слабом
поступлении в её нефтяную часть краевой
воды. Высокий темп отбора жидкости даже
при наличии в залежи краевых вод так же
способствует проявлению газового
режима, т.к. вода в этом случае не успевает
занять освобождаемого нефтью объема и
не играет роли активной напорной силы,
оттесняющей нефть к скважинам.
О
сновной
движущей силой при газовом режиме
является газ, растворенный в нефти или
рассеянный в виде мельчайших пузырьков
в пласте вместе с нефтью. При понижении
давления на забоях скважин выделившийся
из нефти газ расширяется и, двигаясь с
большой скоростью, чем нефть, частично
проталкивает её, и частично увлекается
за собой. Эффект этого процесса обычно
очень незначителен, и запас энергии
газа часто полностью истощается раньше,
чем успевают отобрать значительные
количества нефти. Пластовое давление
снижается очень быстро. Газовый фактор
по мере эксплуатации залежи на режиме
растворенного газа увеличивается
быстрыми темпами, а затем, достигнув
максимума, снижается вплоть до полного
истощения пласта.
1
– газовый фактор
2 – пластовое давление
3 – добыча нефти
Так как вся используемая пластовая
энергия заключена в растворенной нефти
и газе, то расходование её сопровождается
непрерывным падением 
и соответствующем падении добычи нефти.
Данный режим рекомендуется приводить
в напорный путем закачки воды в область
пласта.
Гравитационный режим.
При полном истощении пластовой энергии
единственной силой, заставляющей нефть
двигаться по пласту, служит сила тяжести
самой нефти. В этом случае нефть из
повышенных зон пласта будет перетекать
в пониженные и скапливаться там.
Гравитационный режим проявляется тогда,
когда давление в пласте упало до минимума,
напор контурных вод отсутствует, газовая
энергия полностью истощена. Если залежь
имеет крутые углы падения, то продуктивными
будут те скважины, которые вскрыли пласт
в пониженных зонах.
Соседние файлы в папке Снарев тт
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
08.06.20152.64 Mб70Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.doc
- #
Разработка нефтяного месторождения проходит своеобразные жизненный цикл, состоящий из нескольких стадий:
- «Нулевая» стадия» — поиск и разведка углеводородных запасов
- Основной период разработки месторождения нефти (отбирается около 80 – 90% извлекаемых запасов месторождения):
- I стадия – интенсивное освоение месторождения, характеризующийся непрерывным ростом объемов добычи
- II стадия – стабилизация темпов роста и выход на максимальный уровень добычи
- III стадия – равномерное снижение добычи
- Завершающий период:
- IV стадия – завершающая (поздняя) стадия разработки месторождения – заметное сокращение добычи, приводящее к потере рентабельности
Стадии разработки месторождений (рисунок)
«Нулевая стадия»
Естественно, что перед началом разработки нефтяного месторождения, его необходимо обнаружить. А кроме этого произвести оценку найденных запасов и так называемого добычного потенциала. Разработку месторождения нефти начинают только в случае достаточных запасов сырья в пластах-коллекторах и доступности этих запасов.
Поиск и разведку нефтяных месторождений условно можно выделить в «нулевую» стадию. На данном этапе нефть не добывается, однако производится ряд мероприятий по различным исследованиям пластов, бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин.
I стадия
Характеризуется интенсивным освоением месторождения, включающей введение в эксплуатацию основного проектного фонда, что сопровождается стабильным ростом объемов добычи. Как правило, основная часть добываемой на данной стадии нефть практически безводная.
II стадия
На данной стадии добыча постепенно достигает своего максимума и выходит на локальное плато. Происходит ввод в эксплуатацию оставшиеся запланированные скважины и существенную часть резервных скважин. Также происходит разработка и внедрении системы воздействия на нефтеносный пласт. Для удержания уровня добычи производится комплекс геолого-технологических мероприятий по оптимизации процесса разработки месторождения. Как правило, продолжительность данной стадии составляет 4 – 5 лет.
III стадия
Стадия сокращения добычи нефти, происходящее в результате извлечения из недр основного объема запасов нефти. Для замедления темпов падения добычи проводится ряд мер:
- продолжается развитие системы дополнительных скважин для воздействия на нефтяной пласт
- продолжается бурение резервных скважин
- выполнение в существующих скважинах изоляционных работ
- форсированный отбор вод из обводненных скважин
IV стадия
Завершающий период разработки нефтяного месторождения характеризуется дальнейшим снижением объемов добываемой нефти и общим замедлением активности освоения месторождения.
Ликвидация (консервация) скважины
Стадия ликвидации является последней в жизненном цикле месторождения. Она наступает после того, как в результате снижения добычи нефти до минимального уровня и/или достижения максимальной обводненности извлекаемой нефти, разработка месторождения перестает быть рентабельной. Добычу нефти останавливают, скважины ликвидируют (или консервируют), а лицензию на разработку возвращают в соответствующие государственные органы.
Продолжительность каждой стадии и объемы добычи нефти устанавливается согласно проекту разработки конкретного месторождения.
В зависимости от этапа, на котором находится месторождение, их классифицируют на:
- новые (green fields)
- зрелые (brown fields)
К новым месторождениям относят перспективные участки на этапе поиска и разведки, а также месторождения на I или II стадиях разработки. Такие месторождения требуют значительных финансовых вложений, принося при этому относительно небольшую прибыль.
Зрелые месторождения – это месторождения, находящиеся на III или IV стадиях разработки. Такие месторождения уже не требуют такой значительной инвестиционной поддержки, как новые месторождения. Вся инфраструктура на данных стадия уже построена, система разработки месторождения реализована. Зрелые месторождения, как правило, приносят стабильный доход даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расширение инфраструктуры.