54. Режими роботи нафтових покладів

Сукупність всіх природних і штучних факторів, що визначають процеси, які проявляються в пористому пласті при його дренуванні системою експлуатаційних і нагнітальних свердловин, прийнято називати режимом пласта. Виділяють п’ять режимів: водонапірний (природний і штучний), пружний, газонапірний (режим газової шапки), режим розчиненого газу і гравітаційний.

Від правильної оцінки режиму дренування залежать технологічні норми відбору рідини із свердловин, гранично допустимі динамічні вибійні тиски, вибір розрахунково-математичного апарату для прогнозування гідродинамічних показників розробки, визначення об’ємів видобутку рідини і газу, розрахунок процесу обводнення свердловин, а також ті заходи по впливу на поклад, які необхідні при розробці для досягнення максимально можливого кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі. Проте визначити режим покладу не завжди просто, тому що в деяких випадках значна кількість факторів, які визначають режим, проявляються одночасно.

Водонапірний режим

При цьому режимі фільтрація нафти відбувається під впливом тиску крайових або законтурних вод, які мають постійне живлення з поверхні за рахунок талих або дощових вод або безперервного закачування води через систему нагнітальних свердловин.

Умова існування водонапірного режиму рпл > рнас, (рпл – середній пластовий тиск, рнас – тиск насичення). За цієї умови вільного газу в пласті немає і фільтрується тільки нафта або нафта з водою.

П

б – тиску пластового р_пл, насичення р_нас, річних відборів нафти q_н, рідини q_р, обводненості продукції В, промислового газового фактора G, коефіцієнта видобутку нафти k_{вид. н}.

стадії розробки: I – освоєння експлуатаційного об’єкта; ІІ – стабільного видобутку; ІІІ – значного зменшення видобутку; IV - завершальна.

ри водонапірному режимі видобуток нафти супроводжується її заміщенням законтурною водою або водою, яка нагнітається в пласт, що пояснює достатньо сталі в часі дебіти свердловин, пластовий тиск, і газовий фактор. Сталість газового фактора зумовлена ще й тим, що при рпл > рнас виділення газу в пласті не відбувається, тому з кожною тонною нафти видобувають тільки ту кількість газу, яка була в ній розчинена при п ластових умовах.

Обводнення свердловин відбувається відносно швидко. При водонапірному режимі відбувається достатньо ефективне витіснення нафти і досягаються найвищі коефіцієнти нафтовіддачі. На відміну від природного водонапірного режиму при штучному безперервний напір води, який витісняє нафту, створюють її нагнітанням з поверхні через систему нагнітальних свердловин. При водонапірному режимі кількість відібраної рідини з покладу (нафта, вода) завжди дорівнює кількості законтурної води, яка проникла в поклад, в пластових термодинамічних умовах. На даний час більше 80% всієї нафти, яка видобувається, отримують з родовищ, які розробляються в умовах водонапірного режиму (найчастіше штучного).

П ружний режим

При цьому режимі витіснення нафти відбувається під дією пружного розширення самої нафти, оточуючої нафтовий поклад води і скелета пласта. Обов’язковою умовою існування цього режиму є перевищення пластового тиску над тиском насичення (рпл > рнас). Пласт має бути замкнутим, але достатньо великим, щоб його пружної енергії вистачило для видобутку основних запасів нафти.

Об’ємний коефіцієнт пружного середовища:

де V – приріст об’єму (за рахунок пружного розширення); р – приріст тиску (зниження тиску); V – початковий об’єм середовища.

Твердий скелет пористого пласта при зміні внутрішнього тиску деформується внаслідок зміни об’єму самих частинок осідання покрівлі пласта при зменшенні внутрішнього тиску, що приводить до зменшення пористості і до додаткового витіснення рідини. Із експериментальних даних відомо:

для води в = (2,7+5)10^-10 Па-1;

для нафти н = (7+30)10^-10 Па-1;

для породи п = (0,3+2)10^-10 Па-1.

Найчастіше для оцінки стисливості пласта користуються приведеним коефіцієнтом стисливості, який називають коефіцієнтом пружності пласта. Це усереднений коефіцієнт об’ємної стисливості деякого фіктивного середовища, яке має об’єм, рівний об’ємові реального пласта з насичуючими його рідинами, сукупний пружний приріст яких дорівнює пружному приросту об’єму фіктивного середовища.

Пружний режим, який відноситься до режиму виснаження, досить таки неусталений. Тиск в пласті при відборі рідини падає. Для нього характерні безперервно зростаюча довкола свердловини воронка депресії, систематичне падіння дебіту в часі при збереженні сталої депресії або систематичне збільшення депресії в часі при збереженні дебіту.

Геологічнимим умовами, які сприяють існуванню пружного режиму є:

- поклад закритий і немає постійного живлення;

- велика водонасичуюча зона, яка знаходиться за межами контура нафтоносності;

- відсутність газової шапки;

- наявність ефективного гідродинамічного зв’язку нафтонасиченої частини пласта із законтурною зоною;

- перевищення пластового тиску над тиском насичення.

Режим газової шапки

Цей режим проявляється в таких геологічних умовах, при яких джерелом пластової енергії є пружність газу, зосередженого в газовій шапці. Для цього необхідно, щоб поклад був ізольований по периферії непроникними породами або тектонічними порушеннями. Законтурна вода, якщо вона є, не повинна бути активною. Нафтовий поклад повинен знаходитися в контакті з газовою шапкою. За таких умов початковий пластовий тиск буде дорівнювати тиску насичення, тому що дренування покладу відбувається при безперервному розширенні газової шапки і нафта постійно знаходиться в контакті з газом.

Темп зміни середнього пластового тиску при розробці такого покладу може бути різним в залежності від темпів розробки і від співввідношення об’ємів газової шапки і нафтонасичуючої частини покладу.

Отже, розробка родовища при режимі газової шапки неминуче супроводжується падінням пластового тиску з усіма витікаючими з цього наслідками (зменшення дебітів, скорочення періодів фонтанування, перехід нафтових свердловин на газ тощо). В реальних умовах розробка такого родовища може здійснюватися в умовах змішаного режиму за допомогою штучного підтримання пластового тиску нагнітанням води в законтурну зону або закачкою газу в газову шапку. Кінцева нафтовіддача в умовах режиму газової шапки не досягає тих величин, що при режимах витіснення нафти водою, і не перевищує за наближеними оцінками 0,4-0,5.

Д ля цього режиму характерний закономірний ріст газового фактора і перехід свердловин на видобуток чистого газу по мірі виробки запасів нафти і розширення газової шапки. Режим газової шапки в загальному має підпорядковане значення і порівняно невелике розповсюдження. Продукція свердловин, як правило, безводна.

Режим розчиненого газу

Дренування покладу нафти з безперервним виділенням з нафти газу і переходом його у вільний стан, збільшеням за рахунок цього об’єму газонафтової суміші і фільтрації цієї суміші до точок зниженого тиску (забої свердловин) називається режимом розчиненоо газу. Джерелом пластової енергії при цьому режимові є пружність газонафтової суміші.

Умови існування режиму розчиненого газу такі:

• рпл < рнас (пластовий тиск менший за тиск насичення);

• відсутність законтурної води або наявність неактивної законтурної води;

• відсутність газової шапки;

• геологічний поклад має бути замкнутий. За цих умов пластова енергія рівномірно розподілена у всьому об’ємі нафтонасиченої частини пласта. При такому режимі справедливий принцип рівномірного розміщення свердловин по площі покладу.

Режим розчиненого газу характеризується швидким падінням пластового тиску і закономірним збільшенням газового фактора, який на певній стадії розробки досягає максимуму, а потім починає падати в результаті загального виснаження і повної дегазації родовища. Режим відрізніється найнижчим коефіцієнтом нафтовіддачі, який дуже рідко досягає значень 0,25. Без штучного впливу на поклад (наприклад, закачуванням води або іншими методами) режим залишається малоефективним. Проте на початку розробки свердловини бурхливо фонтанують, хоча і нетривалий час.

При дренуванні покладу в умовах режиму розчиненого газу (при відсутності штучного впливу) вода в продукції свердловин відсутня.

Г равітаційний режим

Гравітаційним режимом дренування покладів нафти називають такий режим, при якому фільтрація рідини до вибоїв свердловин відбувається при наявності “вільної поверхні” (поверхню фільтруючої рідини або газонафтовий контакт, який створюється в динамічних умовах фільтрації, на якому тиск у всіх точках залишається сталим). Гравітаційний режим може виникнути в будь-якому покладі на останній стадії його розробки як природнє продовження режиму розчиненого газу. Із визначення цього режиму виходить, що якщо в затрубному просторі такої свердловини існує атмосферний тиск, то такий тиск встановиться по всій вільній поверхні, яка розділяє нафтонасичену і газонасичену частини пласта, і фільтрація рідини в свердловину буде відбуватися тільки під впливом різниці рівнів рідини у віддаленій частині пласта і безпосередньо біля свердловини. При надлишковому тискові в затрубному просторі свердловини фільтрація рідини буде проходити під впливом різниці рівнів рідини, тому що цей тиск встановлюється по всій вільній поверхні.

Гравітаційний режим може мати вирішальне значення при шахтних методах видобутку нафти.

В горизонтальних пластах його ефективність надзвичайно мала. Свердловини характеризуються дуже низькими, але стабільними дебітами. Проте в стрімкопадаючих пластах ефективність гарвітаційного режиму збільшується.

Цей режим практичного значення в процесах нафтовидобутку по суті не має і важливий тільки для розуміння процесів, які відбуваються в нафтових покладах при їхній розробці.