Особенности разработки нефтегазовых залежей

Газонефтяные (нефтегазовые) залежи отличаются большим разнообразием по условиям залегания нефти и газа, по соотношению объемов нефтяной части и газовой шапки.

В зависимости от преобладания промышленных запасов тех или иных углеводородов (нефть, газ, конденсат) различают залежи газовые (Г), нефтяные (Н), газоконденсатные (ГК), нефтегазовые (НГ), газонефтяные (ГН), газонефтеконденсатные (ГНК), нефтегазокон­денсатные (НГК), и газоконденсатнонефтяные (ГКН). Смысл такой классификации состоит в отражении соотношения запасов уг­леводородов. Углеводороды, упоминаемые в начале, отличаются наименьшими запасами (в тоннах условного топлива или нефтяном эквиваленте), а отмечаемые в конце - наибольшими. Тогда, напри­мер, нефтегазовая (НГ) залежь характеризуется преобладанием в ней запасов газа над запасами нефти.

Приведенная классификация полезна, но требует уточнений. Выделение газовых, нефтяных и газоконденсатных залежей является очевидным. Названия “газонефтяная” или “нефтегазовая” залежь могут употребляться только в качестве сокращенных названий, ибо некорректно под этими названиями понимать соответственно нефтяную залежь с газовой шапкой или газовую залежь с нефтяной ото­рочкой. При наличии нефти нельзя оперировать понятием газовая шапка, ибо в газе этой шапки находится не газ, а газоконденсатная система. Поэтому из классификации залежи НГ и ГН целесообразно исключить. Тем более, что употребление таких “кличек” привело к пренебрежению ресурсами конденсата в практике нефтедобычи.

В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют газовые и газоконденсатные. В связи с тем, что не выделяют конденсатогазовые месторождения, то видимо не следует го­ворить о нефтеконденсатогазовой или газонефтеконденсатной зале­жах в том понимании, которое вкладывается классификацией.

Поэтому в дальнейшем изложении корректно будет оперировать понятиями газоконденсатнонефтяная (ГКН) или нефтегазоконденсатная (НГК) залежи. В первом случае утверждается, что запасы нефти в нефтенасыщенной зоне превышают суммарные запасы газа и конденсата в газоконденсатной шапке. Во втором случае запасы нефти в нефтяной оторочке меньше суммарных запасов газа и кон­денсата в газонасыщенной зоне залежи.

Нефтяные оторочки подразделяют на следующие типы в соответствии с условиями их залегания: краевые (или крылье­вые), подошвенные и промежуточные. Это основные типы, которые могут отличаться дополнительными особенностями. Теперь остановимся на проблемах, осложняющих процесс раз­работки нефтегазовых залежей.

Одна из основных проблем при разработке таких залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки. Она про­истекает от так называемой проблемы конусообразования.

При реализации системы вертикальных скважин нефтяная оторочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скважин ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК (рис.13.31).

Отбор нефти из таких скважин обусловливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) во­да прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса га­за и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной. След­ствием этого является снижение отборов нефти из залежи и достиже­ние низкого значения коэффициента нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении систем и технологий раз­работки нефтегазовых залежей в той или иной мере рассчитаны на подавление этих негативных явлений.

Рис.13.31. Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной ( а ) и горизонтальной ( б) скважинами

В теории и практике разработки месторождений нефти и газа до недавнего времени наличие и скорость естественного фильтраци­онного потока пластовой воды и угол наклона продуктивных плас­тов были в разряде так называемых малых параметров. Во многих или некоторых случаях это было справедливо. Действительно, часто можно было пренебречь наличием и скоростью естественного филь­трационного потока пластовой воды. Этот малый параметр может становиться весьма значимым. Напомним, что благодаря наличию естественного фильтрационного потока воды возможны не только смещенные в пространстве залежи газа и нефти, но и существование залежей углеводородов на моноклиналях, без наличия антиклинальной ловушки.

Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (около 1°). Естественно, что таким малым пара­метром, как угол наклона, часто пренебрегали. И правильно делали, рассматривая, например, процессы вытеснения одного флюида дру­гим в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах.

Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый параметр становится принципиально значимым. Рассмотрим две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рис.13.32.

Рис.13.32. Схемы водоплавающей нефтяной (а) и нефтегазовой (б) залежей в однотипных ловушках

При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка является вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки представляют со­бой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинистыми прослоями. Допускаем также, что каждая залежь вскрыта од­ной скважиной так, как показано на рис.13.32.

Если не ограничивать себя ни дебитами, ни сроками, ни конечной нефтеотдачей, то можно полагать, что одна скважина в чисто нефтяной залежи за бесконечно долгое время задренирует все запасы нефти. Во втором случае скважина задренирует запасы нефти в пре­делах нефтяной оторочки, покрытой более густой штриховкой, т.е. до ближайшего глинистого раздела. Если слоистость пласта в преде­лах нефтяной оторочки была бы горизонтальной, то при указанных допущениях и здесь одна скважина задренировала бы все запасы нефти. Из этих простых рассуждений можно понять роль рассматри­ваемого малого параметра (угла наклона пластов) при разработке нефтегазовых залежей.

Теперь изобразим часть нефтяной оторочки в более крупном масштабе (рис.13.33).

На данный элемент нефтяной оторочки пробурено две скважины, одна из которых эксплуатационная и другая - нагнетательная. Эти скважины реализуют идею площадного заводнения.

Рис.13.33. Фрагмент нефтяной оторочки е эксплуатационной и нагнетательной скважинами

Из рассмот­рения рисунка вытекает следующее. Добывающая скважина дрениру­ет только зону оторочки с соответствующей вертикальной штрихов­кой (для простоты не касаемся вопросов избирательного вскрытия нефтяной оторочки). Закачиваемая в пласт вода не вытесняет нефть в сторону добывающей скважины. Эта вода расформировывает запа­сы нефти нефтяной оторочки, оттесняя нефть в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта в направлении указанных соответ­ствующих стрелок. Запасы нефти, находящиеся в зоне оторочки с го­ризонтальной штриховкой, а также незаштрихованные, не охвачены как процессом дренирования, так и заводнения пласта. Аналогичные процессы расформирования нефтяной оторочки имеют место при иных технологиях воздействия, если не учитывать рассматриваемую “косую” слоистость.

При рассмотрении рис.13.32 и 13.33 не следует забывать, что при­водимые схематичные изображения выполнены в разных вертикальном и горизонтальном масштабах. Поэтому их надо домысливать, помня, что =1⁰.

Данные схематичные рассуждения показывают, что слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи. Мы рассмотрели крайний случай, когда пропластки изолированы друг от друга тонкими глинистыми включениями. В природе имеет место большее разнообразие, например, прерывистость пропластков. Кро­ме того, следует учитывать, что в разных точках каждого пропластка необходимо принимать в расчет две проницаемости - вдоль и попе­рек напластования. Сказанное позволяет утверждать, что в случае нефтяных оторочек требуется большая степень геолого-физической детализации, чем в случае нефтяной и тем более газовой залежей.

Приведем в дополнение хотя бы одну цифру, чтобы лучше чувствовать рассматриваемую проблему. Допустим, хотим найти такую величину расстояния между скважинами L, когда в пласте будут от­сутствовать неохваченные процессами воздействия запасы нефти (зоны пласта с горизонтальной штриховкой на рис.13.33). Пусть толщина нефтяной оторочки h = 10 м, а угол наклона пластов со­ставляет 2°. Нетрудно видеть, что искомое L= 286 м. Известно, что на практике применяются сетки скважин с гораздо большими расстояниями между скважинами. Только при  = 1⁰ расстояние L = 571 м приближается к расстояниям между скважинами в реали­зуемых системах разработки.

Конусообразование и косая слоистость продуктивных пластов - это два главных фактора негативно сказывающихся на эффектив­ности разработки нефтегазовых залежей и конечной величине коэффициента извлечения нефти (КИН). Третий не менее важный фактор заключается в чрезмерных депрессиях и репрессиях на пласт соответ­ственно в добывающих и нагнетательных скважинах. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Поэтому чрезмерные темпы закачки, например, воды вызывают смещение нефтяной оторочки в газона­сыщенные коллектора, а значит размазывание запасов нефти.

Известно, что Природа не терпит насилия и хочет, чтобы с Нею считались. В случае нефтегазовых залежей этот тезис проявляется особенно ощутимым образом.