3. Нефтегазоконденсатоотдача пластов

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды. При газонапорном режиме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но замещение нефти газом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель разработки нефтяных месторождений — коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полноту извлечения нефти из недр. Коэффициент нефтеотдачи — это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов:

'П⁼⁼Уизвл/Узап ⁼ (Узап Уост)/Узап, (4*3)

где г) — коэффициент нефтеотдачи; У_згп—-начальные запасы нефти; Уизвл — извлеченное количество нефти; V ост — остаточ- ные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают два коэффициента нефтеотдачи — текущий, определяемый на данный момент разработки месторождения, и конечный, характеризующий полноту извлечения нефти на момент окончания разработки месторождения. Конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или подошвенная вода внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в пласте, и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рис. 4.2). В зоне I, еще не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне II под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объ

ема нефти в поровом пространстве на воду. Насыщенность резко возрастает от 5_СВ до насыщенности на фронте вытеснения sф. В этой зоне из порового пространства может быть вытеснено до 70—80% нефти. В зоне 111 насыщенность меняется значительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти, и движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой капиллярными и поверхностными силами. Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения г^в- Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Д

* -р5йГ>-

^ 1'^ >> ч is ¹ <

в

Расстояние от начального контура Hetpmewcwcmu

Рис. 4.2. Распределение насыщенности пласте при вытеснении нефти водой

s_CB — насыщенность связанной водой; Яф — водо- насыщенность на условном контуре вытеснения; s_K — водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности

ля характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием ч^охв, под которым понимают отношение запасов нефти Уохв, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Так как при режимах вытеснения нефти водой (или газом) она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием:

(

■4 =

4.4)

Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность на фронте вытеснения снижается менее чем на 15%. При газо- насыщенности около 35% в пласте движется только газ. Поэтому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи обычно невысок. Однако при высокой проницаемости пласта, при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда

благоцриятны условия для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значений, прймерно 50—60%.

При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти из пласта представляется следующим образом. После снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного газа. По мере дальнейшего снижения давления объем, занимаемый в пористой среде газом, увеличивается за счет расширения пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Свободный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объеме, который занимает сам. Такой процесс продолжается до тех пор, пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газонасыщенными. С этого момента эффективность вытеснения нефти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью

и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде, опережая нефть движется к скважинам в сторону пониженного давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэффективное расходование энергии растворенного газа и объясняет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа.

Опыт разработки большого числа нефтяных месторождений показал, что в зависимости от режима работы пласта конечный коэффициент нефтеотдачи может достигать следующих значений:

Напорные режимы:

водонапорный 0>?

газонапорный 0,3 0,6

Режимы истощения:

растворенного газа 0,15—0,3

гравитационный Редко ^>0,1

Для характеристики эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений используют коэффициенты газоотдачи и конденсатоотдачи пластов. Коэффициентом газо- отдачи р_г называют отношение объема извлеченного из пласта газа к его начальным запасам Q_H:

(4.5)

где Qo — остаточные запасы газа в пласте.

, Для газового режима, в связи с постоянством газонасыщенного порового объема, коэффициент конечной газоотдачи определяется только начальным р_а и конечным р_к давлениями в пласте:

P

(4.6)

k^zh

Ph^zk

где z_H, z_k — коэффициенты сверхсжимаемости газа, соо/ветст- венно при начальном и конечном давлениях в пласте и при пластовой температуре.

Чем выше начальное и ниже конечное давление, те^ больше газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторождений с хорошими коллекторскими свойствами, при высоких начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи может достигать 0,97. Для месторождений со значительной неоднородностью продуктивных пластов, сложным геологическим строением, низкими начальными пластовыми давлениями коэффициент конечной газоотдачи составляет 0,7—0,8.

При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой, коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, начального и конечного пластовых давлений и многих других факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется водой неполностью, часть его остается в защемленной за фронтом вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабораторные исследования указывают, что при вытеснении rasa водой главная причина значительных объемов защемленного газа — неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из различных участков и интервалов пласта. В зависимости от геологических условий и системы разработки месторождения коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может изменяться от 0,5 до 0,97.

Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений заключается в возможности при снижении давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Ценность конденсата для химической промышленности ставит перед рациональной системой разработки месторождения требование наиболее полного извлечения конденсата из пласта.

В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления как чисто газовые) или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению с другими методами затратами. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Полнота извлечения конденсата из пласта характеризуется коэффициентом конденсатоотдачи, под которым понимают отношение объема извлеченного из пласта конденсата Q_flK к его первоначальным запасам Q_HK:

Р(?ДК (?НК — Q OK i Q OK /Л п \

^К-^Г- ⁽⁴'⁷⁾

где Qok —остаточные запасы конденсата в пласте.

На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют способ разработки месторождения (с поддержанием пластового давления или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата и газа, удельная поверхность пористой среды, начальное пластовое давление и температура и другие факторы. Практика разработки месторождений показывает, что коэффициент конечной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании пластового давления в процессе отбора газа. Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь газа, то коэффициент конденсатоотдачи может составлять 0,85, а при закачке воды — 0,75.