НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 30 а, б, в, г. Графики динамики разработки залежей при различных режимах:

а - водонапорный режим; б - упруго-водонапорный режим; в - газонапорный режим; г - режим растворенного газа. Кривые динамики бц Р^ - пластовое

давление, Рц^ - давление насыщения; б„ - добыча воды; Гр - газовый фактор

обычно постоянно, но очень медленно понижается. Изменение пластового давления зависит от текущего отбора нефти. Газовые факторы остаются постоянными, так как величина пластового давления всегда выше , давления насыщения. За счет продвижения подошвенных и краевых вод наблюдается интенсивное обводнение эксплуатационных скважин и как следствие этого - падение добычи нефти. Особенно интенсивно обводнение нефти наблюдается на конечном этапе разработки (рис.30, а).

Водонапорный режим за счет активного напора краевых и подошвенных вод наиболее эффективен, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,7-0,8. При такой нефтеотдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скважинам наблюдаются устойчивые дебиты нефти, получаемые фонтанным способом. Наличие устойчивых дебитов нефти не требует разработки мероприятий по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа или воздуха, что в свою очередь позволяет добывать наиболее дешевую по себестоимости нефть. Этот режим по его оптимальным показателям разработки называют еще жестким (активным) водонапорным режимом.

Проявление водонапорного режима в нефтяной залежи устанавливается на основе комплекса геологопромысловых исследований в течение пробной эксплуатации. В течение этого периода фиксируются текущие и суммарные отборы нефти, газа и воды, пластовые давления, газовый фактор, обводненность продукции, продвижение текущих контуров нефтеносности.

Классическим примером проявления водонапорного режима является режим залежей XIII, XIV, XXII пластов Новогрозненского нефтяного месторождения, где он впервые был зафиксирован и описан. В пределах Урало-Поволжья примером

140-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

появляется дополнительное давление, под действием которого продвигается нефть к забоям скважин, а также перемещаются внешний и внутренний контуры нефтеносности по направлению к зоне отбора. Однако дополнительное давление, создаваемое упругими силами, довольно быстро расходуется на продвижение нефти к забоям скважин, на преодоление гидравлических сопротивлений. Поэтому пластовое давление быстро понижается и его величина зависит как от текущего, так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды (жидкости) из залежи (рис.30, б)

Газовые факторы с начала разработки остаются постоянными, однако в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения могут быстро увеличиваться и достигать весьма высоких значений, в залежи начинает формироваться режим растворенного газа. За счет постоянного продвижения контурных и подошвенных вод

эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи здесь достигает лишь 0,4-0,7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки нефть добывается фонтанным способом, а в конце второй стадии скважины обычно переводятся на глубинно-насосную эксплуатацию. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов нефти в залежах с развитием упруго-водонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.

Примерами залежей с проявлением упруго-водонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Урало-Поволжья (Полазненское, Ярино-Каменноложское, Шкаповское, Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Мухановское, Дерюжевское и др.). Широко распространены залежи с рассматриваемым видом режима в пределах Западной Сибири (Трехозерное, Западно-Сургутское, УстьБалыкское, Правдинское, Холмогорское и др.).

Газонапорный режим

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в

-142-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:

1)отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;

2)отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3)значительная высота газовой шапки;

4) высокая фильтрационная характеристика залежи продуктивного пласта;

5)большие углы падения пород;

6)небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. В этом случае в залежи наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта. Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти (рис.30, в).

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче. Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор значительного количества газа может привести к подъему газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно

-143-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы отборы газа из газовой шапки.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение) осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения (Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность. В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для залежи пласта АВ-2-3 Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает

0,5-0,7.

Примерами залежей с проявлением газонапорного режима

Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири (Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское, Ватьеганское и др.).

Режим растворенного газа

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруго-водонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления.

Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом наблюдается сегрегация газа, образование

-144-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

продвижению к забоям добывающих скважин. Пузырьки газа характеризуются большей относительной проницаемостью по сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам, совершая работу с высоким коэффициентом полезного действия. Этому периоду разработки залежи соответствуют значительный рост отборов нефти, быстрое падение пластового давления при небольшом увеличении газового фактора (рис.30, а).

Снижение пластового давления ниже давления насыщения в пределах большей части площади приводит к значительной сегрегации газа по всему объему залежи. Газ продвигается не только к забоям скважин, но и в повышенные участки структуры, образуя вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате этого количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение газового фактора и значительное снижение дебитов нефти. Таким образом, для залежей с режимом растворенного газа характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа.

На заключительной стадии разработки за счет большей подвижности и относительной проницаемости газа происходит дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,1-0,3. Низкая нефтеотдача может быть объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащимся в залежи (рис. 30, г }.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластового давления, например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутриконтурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.

Примерами залежей с развитием режима растворенного газа являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, УралоПоволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно проявление в залежах одновременно двух режимов -упруго- водонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения в Пермской области.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Гравитационный режим

Гравитационным режимом называется режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. В практике разработки нефтяных залежей обычно выделяют два вида гравитационного режима:

а) напорно-гравитационный; б) гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех залежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с довольно большими углами падения, что способствует продвижению нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям добывающих скважин под действием собственного веса. При этом дебиты нефти зависят от разности отметок уровня нефти и забоя скважины, а также от углов падения пласта. Поэтому скважины, расположенные далеко по падению пласта, характеризуются устойчивыми и повышенными дебитами нефти, что, в свою очередь, способствует повышению нефтеотдачи. Обычно при этом режиме коэффициент нефтеотдачи достигает 0,3-0,4.

Примером залежи с напорно-гравитационным режимом является залежь в пласте Вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), где вначале был зафиксирован режим растворенного газа. За счет этого режима было отобрано 23 % извлекаемых запасов нефти. С переходом залежи на напорно-гравитационный режим нефтеотдача достигла 50 %, что свидетельствует о том, что только за счет проявления гравитационного режима здесь дополнительно получено около 30 % от извлекаемых запасов нефти.

Второй вид режима - со свободным зеркалом нефти, обычно проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной изменчивостью и небольшими углами падения. В этом случае в отличие от напорно-гравитационного режима уровень нефти в скважинах находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение которой определяется линией естественного "откоса". В связи с этим данный вид режима и называют гравитационным со свободным зеркалом нефти.

При напорно-гравитационном режиме зоной дренажа в отличие

-146-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

от рассматриваемого вида режима является вся площадь залежи, расположенная от добывающих скважин выше по восстанию пласта. Из-за небольшой площади дренажа при режимах со свободным зеркалом нефти коэффициенты нефтеотдачи обычно небольшие, от 0,1 до 0,2. Нефтеотдача в этом случае зависит от коллекторских свойств пласта, вязкости нефти, плотности сети добывающих скважин.

Примером залежей с проявлением данного режима является девонская залежь Ярегского месторождения (Республики Коми), где нефть добывают шахтным способом, она поступает из пласта за счет силы тяжести.

6.3.3. Режимы газовых залежей

Вгазовых залежах основными источниками пластовой энергии являются давление расширяющегося газа, упругие силы воды и породы, а также напор краевых и подошвенных вод. В зависимости от преобладающего воздействия одного из этих факторов выделяют газовый (режим расширяющегося газа), газоводонапорный, газо- упруго-водонапорный режимы. Характер проявления каждого из режимов зависит от геологических условий залежей, степени активности пластовых вод.

Вцелом же разработка газовых залежей значительно отличается от разработки нефтяных залежей в основном тем, что вязкость газа в среднем в 100 раз меньше вязкости нефти. Вследствие этого перераспределение давлений в газовых залежах совершается гораздо быстрее, чем в нефтяных. Воронки депрессии в зависимости от коллекторских свойств залежи и фациальных

замещений пласта могут быть весьма неравномерными, что, естественно, влияет на величину пластового давления в каждой

Газовый режим

Это режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ.

Основным источником энергии при описываемом режиме (режиме расширяющегося газа), продвигающей газ к забоям скважин, является упругое расширение сжатого в залежи газа. Газовый режим обычно проявляется в залежах, приуроченных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.31. График динамики разработки газовой залежи: линии: 1-7 - газовый режим; 1-2-3-4'-?'-6' гаэо-упруго-водонапорный режим; 1-2-3-4"-?"-б"-7" - газоводонапорный режим

либо к линзам, либо к пластам небольших размеров. Он может проявляться в литологически-, стратиграфически- и тектони-чески- экранированных залежах. В некоторых случаях в пониженных участках этих залежей имеется вода, которая не оказывает практически никакого влияния на процесс разработки.

Основное отличие газового режима от других режимов газовых залежей в том, что снижение пластового давления здесь всегда пропорционально отбору газа. За счет этого удельная добыча газа V на 0,1 МПа падения пластового давления в процессе разработки залежи при газовом режиме остается постоянной. Если на первую дату (с начала разработки) из залежи было извлечено gi объемов газа и давление составляло

/?],на вторую дату было отобрано Q^ объемов газа и давление в залежи достигло р^, тогда удельная добыча \\ будет равна:

Газовый режим в залежи обычно устанавливается по результатам ее эксплуатации. С этой целью строят графики, где на оси ординат откладывают значения пластового давления (д,л)

с учетом коэффициента сжимаемости z, т.е. рпя/z, где z= pns ; на оси

абсцисс - накопленную добычу газа Qr и

|_ RT J

соответствующие ей даты разработки (рис.31).

Получаемая при газовом режиме кривая зависимости давления - отбор будет прямой линией. Экстраполяция этой линии до

- 148-