3.2 Силы, действующие в продуктивном пласте

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая, в процессе разработки залежи переходит в кинети­ческую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается: напором краевых (контурных) вод, напором газовой шапки, энергией растворенного газа, энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещаю­щая их порода, силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного кон­такта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находя­щийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть нахо­дится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состоя­ния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пласто­вые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных час­тей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

3.3. Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславли­вающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высо­ких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап раз­работки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пласто­вых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5.-.0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настоль­ко велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока

воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режи­ме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефте­носной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении дав­ления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы та­ким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режи­ме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шап­ке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровож­дается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пони­женную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящим­ся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газо­вой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет

0,4.-.0,6.

При режиме растворенного газа основным источ­ником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенно­го состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15.-.0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успе­вают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим имеет место в тех случа­ях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, аимеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а от­туда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные дви­жущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энер­гия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капилляр­ные силы.