9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу

Нафта завжди містить розчинений газ, кількість якого за­лежить від пластового тиску, пластової температури і властивостей нафти і газу. Існує думка, що у разі перенасичення нафти газом частина газу може знаходитися у нафті у вигляді дрібних бульбашок (у стані оклюзії). Проте більшість спеціалістів заперечує цю думку. За наявності вільного газу він неминуче має випливати і утворювати скупчення у найбільш підвищених частинах покладу. За однорідного літологічного складу газ утворює газову шапку, а за значної фаціальної зміни пласта можливі скупчення газу. Коли відкривають пласт і утворюється депресія, газ починає виділятися з нафти, це приводить до збільшення об'єму суміші і, відповідно, до надходження її до вибою свердловини.

У перший момент експлуатації кількість вільного газу в нафті й фазова проникність для газу будуть невеликими, газовий фактор не перевищува­тиме кількості газу, розчиненого в нафті. У міру падіння тиску кількість

вільного газу у нафті зростатиме, фазова проникність для газу і газовий фактор — збільшуватимуться. Газ, прямуючи до зони понижених тисків (до свердловин), проштовхуватиме нафту, хоча із збільшенням газової проник­ності для газу дебіт нафти зменшуватиметься.

Отже, розчинений в нафті газ є тією енергією, яка проштовхує нафту до вибою свердловин. За час експлуатації покладу цей газ витрачається і пластовий тиск зменшується. В результаті зменшення пластового тиску і запасів газу газовий фактор спочатку збільшиться до певної величини, а потім — зменшиться.

Газовий фактор характеризує швидкість виснаження покладу, тому він може бути показником ефективності розробки. Чим вищий газовий фактор і більше витрачено газу, тим менше нафти можна видобути за час, що залишився, за рахунок газу, розчиненого в нафті. Газовий фактор, швидкість падіння пластового тиску і дебіту нафти залежать від початко­вого тиску, в'язкості нафти, тиску насичення, проникності та кількості зв'язаної води.

Нижче наведено можливі етапи роботи, яку здійснює розчинений в нафті газ:

1. витіснення нафти через виділення з неї газу і збільшення об'єму су­ міші газу і нафти;

2. спільний рух нафти і газу до вибою свердловин;

3. відокремлення (сегрегація) частини газу і випливання його в най­ більш підвищені частини пласта, за якого спільний рух нафти і газу до ви­ бою свердловин триватиме;

4. збільшення газового фактора до значних величин унаслідок збіль­ шення фазової проникності для газу; до вибою свердловин надходить май­ же чистий газ; сегрегація газу триває;

5. зменшення кількості газу, розчиненого у нафті, що зумовлює змен­ шення фазової проникності для газу і збільшення фазової проникності для нафти; відбувається рух нафти і газу до вибою свердловин при зменшенні дебіту нафти і газового фактора; сегрегація газу зменшується.

9.2.4. Пружність рідини і породи

Вода, нафта і порода характеризуються певною пружністю, тому об'єм пор, зайнятих ними у нерозкритому пласті, дещо більший, ніж після виходу із пор флюїдів. З розкриттям пласта утворюється депресія і нафта витісняється під дією сил пружності.

9.2.5. Сила гравітації нафти

Коли відсутні напір пластових вод, газової шапки, газу, розчиненого у нафті, і дія пружних сил, нафта може переміщатися в пласті під дією власної сили ваги. Швидкість переміщення нафти вниз по падін­ню пласта залежить від кута падіння пласта, колекторних властивостей по­роди і фізичних властивостей нафти в пластових умовах. З виснаженням пласта, коли кут падіння пласта дуже малий, приплив нафти припиняєть­ся. Величина цього кута залежить від колекторних властивостей породи та властивостей нафти. Практично на дебіт свердловини мало впливає розмі­щення свердловин на структурі. Свердловини, розміщені в присклепінній частині й на крилах, мають приблизно однаковий дебіт, незважаючи на різницю у початковому пластовому тиску. Рівень нафти в свердловині у процесі експлуатації, коли нафта тече під дією власної сили ваги, переваж­но нижчий від покрівлі пласта.

9.3. РЕЖИМИ РОБОТИ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ ПЛАСТІВ

У підрозд. 9.2 розглянуто сили, які в природних резервуа­рах примушують рухатися (переміщатися) нафту і газ по пласту в напрямку експлуатаційних свердловин і підійматись на поверхню. Ці сили обумов­люють режими роботи нафтогазових пластів, тобто дебіти нафти і газу, а головне, ступінь нафтогазовилучення, яке оцінюють за коефіцієнтом нафто-або газовіддачі. Коефіцієнти нафтогазовіддачі пластів мають дуже велике значення з часу складання проектів експлуатації нафтогазових родовищ, тому що без них неможливо підрахувати видобувні запаси.

Режими нафтових пластів. Залежно від рухомих сил, що примушують переміщуватися нафту по пласту до експлуатаційних свердловин і підійма­тися по них на поверхню, виділяють п'ять режимів нафтових пластів:

• водонапірний, який поділяють на простий водонапірний та ефектив­ ний водонапірний;

• газонапірний, або режим газової шапки;

• розчиненого газу;

• пружний;

• гравітаційний. Розглянемо їх детальніше.

Водонапірний режим. В умовах цього режиму основною рухомою силою, яка примушує нафту переміщуватися по пласту в напрямку видобувної сверд­ловини і підійматися на поверхню, є напір крайових або підошовних вод.

Крайові води ще називають периферійними, контурними, законтурними. Вони характеризуються двома контурами нафтогазоносності (зовнішнім і внутрішнім). Підошовні води відзначаються лише одним контуром нафто­газоносності — зовнішнім.

У процесі експлуатації покладу нафти дебіт і тиск при водонапірному режимі залишаються майже сталими, якщо не порушується баланс між від-

бором рідини із пласта і надходженням води в пласт із зони живлення, або в умовах штучної підтримки пластового тиску закачуванням води через на­гнітальні свердловини за межами контуру нафтоносності.

Ефективним водонапірним режимом називають водонапірний режим, в умовах якого нафтоносний пласт має майже вільний гідродинамічний зв'я­зок із зоною живлення: пласт інтенсивно поповнюється водою за рахунок атмосферних опадів і води, яка надходить від танення льодовиків або з інших джерел; зона живлення не ізольована тектонічними розривами від природного резервуара, в якому знаходиться нафтовий поклад. Відстань зони живлення від нафтового покладу невелика (10—15 км).

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах ефективного водонапірного режиму сягає 0,8. Прикладом нафтового покладу з ефективним водонапірним ре­жимом може бути режим роботи покладу в міоценових відкладах Ново-грозненського родовища, де вода в природний резервуар надходить із зони живлення так званих Чорних гір Північного Кавказу.

В умовах простого водонапірного режиму коефіцієнт нафтовіддачі пере­важно набагато менший порівняно з коефіцієнтом нафтовіддачі природних резервуарів, в яких діє ефективний водонапірний режим. Здебільшого з пластів, де існують прості водонапірні режими, коефіцієнт нафтовіддачі не перевищує 0,4—0,5. Прості водонапірні режими, як правило, проявляються в комбінації з іншими режимами, частіше за все з пружним і режимом розчиненого газу в нафті. Прикладом родовищ нафти з простими водона­пірними режимами в комбінації з пружним режимом і режимом розчине­ного газу в нафті можуть бути родовища нафти Внутрішньої зони Перед-карпатського прогину (Старосамбірське, Долинське, Струтинське та ін.).

Газонапірний режим, або режим газової шапки. Існує в родовищах наф­ти, де у верхній частині покладу нафти є скупчення газу у вигляді шапки. Внаслідок властивості розширюватися газ здійснює тиск на нижчезалягаю-чу нафту. Цей тиск і є основним джерелом, що примушує рухатись нафту до вибоїв експлуатаційних свердловин.

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах режиму газової шапки становить 0,5—0,7, у середньому — 0,6.

Родовища нафти з режимами газової шапки відомі в Передуральському прогині (родовище Бугурусланське), на о-ві Сахалін та в інших нафтогазо­носних областях.

Режим розчиненого газу в нафті. В умовах цього режиму головним джерелом, що рухає нафту по пласту до вибою експлуатаційних свердло­вин, є енергія бульбашок газу, який розширюється і виділяється з нафти у привибійних зонах свердловин. Після цього газ підіймається по свердло­винах, тягнучи за собою нафту. В нафтогазовій справі у розробці нафто­вих пластів з режимом розчиненого газу, крім поняття пластового тиску, виділяють поняття тиску насичення. Тиск насичення — це тиск розчиненого в нафті газу. Його оцінюють за тиском у момент, коли перші бульбашки газу виходять з нафти у привибійній зоні експлуатаційної свердловини. Ніколи не допускають, щоб пластовий тиск у покладах нафти, що працю­ють на режимі розчиненого газу, зменшувався до величини, меншої за тиск насичення. Якщо пластовий тиск буде менший за тиск насичення, то

розчинений в нафті газ виділятиметься з неї не у привибійних зонах експ­луатаційних свердловин, а безпосередньо по площі нафтового пласта, і енергія режиму розчиненого газу знижуватиметься.

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах режиму розчиненого газу дорівнює переважно 0,3. Нафтові поклади з режимами розчиненого газу дуже поши­рені і трапляються майже в кожному нафтогазоносному регіоні, в тім числі і в нафтогазоносних областях України. Прикладом може бути поклад наф­ти в еоценових відкладах Струтинського родовища нафти (Внутрішня зона Передкарпатського прогину).

Пружний режим. В умовах пружного режиму основним джерелом енер­гії є пружність рідини (нафти і води) в колекторі, а також пружність скеле­та самого колектору в результаті дії на нього геостатичного і тектонічного тисків.

У зв'язку з тим що пружний режим, як було зазначено, дуже часто існує в нафтових пластах в комбінації з водонапірним режимом, його ще називають пружно-водонапірним режимом. Слід зауважити, що пружні сили в пласті можуть проявлятися за будь-якого режиму, тому пружний режим правильно розглядати не як самостійний, а разом з тими режимами, з яки­ми він існує в конкретному нафтовому покладі.

Пружно-водонапірний режим найчастіше проявляється в тих районах, де сполучення нафтового покладу із зоною живлення є недостатнім унаслі­док ізоляції його тектонічними порушеннями, виклинюванням колекторів, іноді через велику відстань від зони живлення (50—100 км і більше).

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах суто пружного режиму нафтових пластів становить 0,3—0,35 і рідко сягає 0,4.

Прикладом родовищ нафти з пружними режимами можуть бути родо­вища Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, деякі родовища Тер-сько-Каспійського прогину (Заманкул, Брагуни та ін.), родовища нафтога­зоносних областей Західносибірської западини. Класичний приклад пруж­но-водонапірного режиму — нафтові родовища сходу Східноєвропейської платформи (Туймазинське, Ромашкінське та ін.).

Гравітаційний режим. В умовах цього режиму рух нафти по пласту до вибою свердловини відбувається під дією сили ваги самої нафти. Цей ре­жим переважно проявляється в родовищах нафти, які вже виснажені, і із певних видобувних свердловин видобувають останні (залишкові) запаси нафти, яка стікає у зумпфи виділених для цієї мети свердловин, після чого нафту підіймають на поверхню желонками або іншими способами.

Коефіцієнт нафтовіддачі не перевищує 0,2.

Режими роботи газоносних пластів. У газоносних пластах здебільшого спостерігають два основні режими, якщо розглядати їх, абстрагуючись від інших рухомих сил:

• суто газовий, або режим газу, який розширюється;

• водонапірний.

Газовий режим існує в усіх покладах газу незалежно від інших додатко­во діючих рухомих сил, що примушують переміщуватися газ по пласту до вибою свердловин і підійматися по них на поверхню. Такими додатковими рухомими силами можуть бути напір вод і пружні сили.

Навіть в умовах ефективного водонапірного режиму значною рухомою силою, що примушує газ рухатися до вибою експлуатаційних свердловин і підійматися на поверхню, є його властивість розширюватися.

Тому водонапірні режими газових покладів у чистому вигляді ніколи не проявляються, і якщо в газовому покладі існує напір вод (крайових, а в масивних покладах — підошовних), то режим роботи завжди кваліфікуєть­ся як газоводонапірний.

Якщо в газовому покладі ефективно проявляються пружні сили, то йо­го відповідно називають пружногазовим режимом.

Цікаво, що для покладів газу з газоводонапірним режимом коефіцієнт газовіддачі може сягати одиниці у зв'язку з тим, що газ — дуже мобільна ре­човина, яка постійно розширюється і шукає виходи вверх, а вода поступово заповнює пористе середовище, що вивільнюється від газу. Ці два фактори примушують газ виходити на поверхню з покладу практично повністю.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Які сили утримують нафту в пласті?

2. Що таке кут наступу, кут відступу та граничний кут на контакті між нафтою і водою?

3. Що таке коефіцієнт поверхневого натягу?

4. Якими факторами спричинене налипання нафти до стінок пор у породі?

5. Розкрийте суть ефекту Жамена.

6. Які сили переміщують нафту в пласті?

7. Що таке напір води?

8. Що таке тиск стисненого газу із газової шапки?

9. Як діє розчинений у нафті газ?

10. Чи впливає на рух нафти в пласті її пружність, а також пружність породи?

11. Як впливають гравітаційні сили нафти на Ті рух у пласті?

12. Дайте визначення режиму роботи нафтового і газового пластів.

13. Що таке простий і ефективний водонапірні режими нафтового пласта?

14. Який коефіцієнт нафтовіддачі в умовах водонапірних режимів?

15. Що таке газонапірний режим нафтового пласта і який при цьому режимі коефіцієнт нафтовіддачі?

16. Що таке режим розчиненого газу і який коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі?

17. Що таке пружний режим і який коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі?

18. Що таке гравітаційний режим і який коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі?

19. Які існують режими роботи газоносних пластів?

20. В умовах якого режиму газоносного пласта коефіцієнт газового вилучення може дорівнювати одиниці?

розділ ']'"£)

РОЗКРИТТЯ

ТА ОПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ НАФТОГАЗОНОСНИХ ГОРИЗОНТІВ