vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

движению флюидов, пока не наступит равновесие (глина является проницаемой для воды, но не для солей, растворенных в этой воде). Вода движется сквозь глинистую мембрану и разбавляет более минерализованные воды горизонта до тех нор, пока противодавление не остановит этот процесс. Это движение воды также является дополнительным источником повышения пластового давления в том горизонте, куда эта вода поступила.

Хотя подобные процессы, вероятно, наблюдаются во всех без исключения районах, где глинистые пласты разделяют водоносные горизонты сводами различной солености, они могут не сказаться на пластовом давлении в случае высокой проницаемости пород, выдержанности и широкого площадного распространения пласта-коллектора. И наоборот, в тех случаях, когда мы имеем дело с

«загрязненными» песчаниками, линзовидными телами и отложениями с изменчивой проницаемостью, влияние осмотических явлений может оказаться весьма значительным.

Гравитационные силы

Сила тяжести в какой-то степени оказывает влияние на общую величину пластовой энергии в течение всего периода разработки залежи. Давление столба нефти в сумме с градиентом потенциала флюида способствует продвижению нефти к скважине. Эта сила может оказаться существенной в высокоамплитудных ловушках.

Гравитационные силы могут являться одним из основных источников пластовой энергии при водонапорном режиме, поскольку вес столба воды создает гидростатическое давление и вместе с весом перекрывающих пород обусловливает накопление энергии сжатой воды, сжатого растворенного газа, рассеянных микропузырьков газа и сжатых пород-коллекторов. Послойное разделение нефти, газа и воды в результате различия их плотностей также представляет собой проявление гравитационной энергии в резервуаре.

В качестве активного источника пластовой энергии гравитационные силы начинают выступать на последних стадиях разработки нефтяных залежей с режимом растворенного газа, когда ресурсы газа практически истощены, а пластовая вода в залежь не поступает. Пластовое давление к этому моменту достигает минимума, и под действием собственного веса вся оставшаяся в пласте нефть начинает фильтроваться сквозь поры в нижнюю часть залежи к забоям скважины, откуда она с помощью насоса может быть извлечена на поверхность. Таким образом, гравитационные силы способствуют продлению сроков разработки залежи, которая в противном случае

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

была бы уже давно прекращена. Режим разработки залежи, при котором нефть движется из верхних частей залежи в нижние под влиянием собственного веса,

называется гравитационным режимом. При благоприятных условиях разработка залежи на гравитационном режиме может оказаться весьма эффективной. Известны случаи, когда почти вся извлекаемая нефть поступает в скважину благодаря гравитационным силам [31]. В общем случае нефтеотдача при этом режиме окажется более высокой, если нефть обладает низкой вязкостью, а коллектор - высокой проницаемостью, если пластовое давление создает такое давление вытеснения,

которое способно преодолеть капиллярное давление на контакте нефть - вода и протолкнуть нефть сквозь поровое пространство коллектора.

В Эльзасе (Франция), Румынии, Бирме, Японии, СССР и ФРГ известны нефтяные месторождения, разрабатываемые шахтным способом [32]. В этом случае нефть извлекается почти исключительно за счет сил гравитации. Шахтная разработка нефти возможна только при условии отсутствия в ней газа под давлением.

Комбинированные источники пластовой энергии

В большинстве случаев в течение всего периода разработки залежи в ней имеется несколько источников пластовой энергии. Однако бывает очень трудно или даже невозможно выделить преобладающий вид энергии на различных этапах. В

частности, даже в залежи с активным водонапорным режимом первые порции нефти начинают поступать в скважины под воздействием сил расширения сжатых пластовых жидкостей - воды и нефти - в непосредственной близости от скважины, а затем -

расширения газа, растворенного в нефти. И только после того, как установится градиент потенциала флюида от скважины до подошвенных или законтурных вод,

последние начинают двигаться в сторону скважины, замещая извлеченные нефть и газ. При частичном водонапорном режиме движущаяся вода поддерживает пластовое давление или по крайней мере способствует более медленному его снижению. Сила тяжести проявляется как источник энергии в течение всего периода разработки залежи. Тем не менее в качестве самостоятельного источника энергии этот фактор в большинстве случаев характерен лишь для самой последней стадии разработки, когда все остальные источники пластовой энергии окажутся истощенными.

Поскольку эффективность воздействия различных источников пластовой энергии различна, оказывается крайне важным уже на первых стадиях разработки новой залежи определить, какой из этих источников энергии преобладает. В этом случае можно составить наиболее эффективный проект разработки, обеспечивающий

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

максимальное извлечение нефти. Степень проявления водонапорного режима можно определить путем остановки скважин и сравнения величин стабилизировавшегося пластового давления в закрытых скважинах и начального пластового давления в залежи. Чем быстрее восстанавливается давление в закрытой скважине и чем ближе оно по величине к начальному пластовому давлению, тем активнее водонапорный режим. Если падение пластового давления на единицу добытых нефти или газа велико, а восстановления его практически не происходит, следует предполагать либо наличие режима растворенного газа, либо чрезмерно интенсивный темп отбора нефти.

Темп извлечения пластовых флюидов из залежи является одним из важнейших показателей, характеризующих возможности ее максимальной нефтеотдачи.

Наиболее эффективной разработка может быть в случае одновременного проявления в залежи активного водонапорного и газоиапорного режимов. Такое сочетание возможно в структурных ловушках, приуроченных к пространственно выдержанным природным резервуарам. В конечном счете газ. воздействующий на нефть сверху, должен встретиться с подошвенной водой, двигающейся снизу.

Теоретически вся извлекаемая нефть в этом случае может быть добыта с помощью только естественных источников пластовой энергии. Градиент потенциала флюида в направлении скважин в течение всего периода разработки залежи поддерживается давлением воды снизу.

Движение нефти и газа в залежи

Геолог-нефтяник должен знать все, что возможно, о характере движения нефти и газа через сообщающиеся поры горных пород. Однако никому еще не удавалось наблюдать этот процесс непосредственно в эксплуатирующейся залежи. Наши представления о механизме нефтеотдачи основаны на методе дедукции:

распространении на пластовые условия выводов, полученных в результате анализа явлений, которые могут быть изучены в поверхностных условиях; информации,

полученной от скважинных приборов, а также данных лабораторных экспериментов.

При этом наиболее важным представляется изучение явлений, сопровождающих процесс разработки нефтяной или газовой залежи - движения нефти и газа из залежи в скважины.

Для того чтобы нефть могла двигаться по коллектору в скважину, необходимы два основных условия [33]:

1. Между пластом и скважиной должен установиться и поддерживаться градиент потенциала флюида или, в случае горизонтального потока, градиент

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давления. Наибольшая эффективность разработки залежи может быть достигнута при условии поддержания давления на максимально высоком уровне возможно более длительное время. Локальный градиент потенциала флюида определяется темпом разработки залежи, сопротивлением коллектора движению флюида, а также степенью ухудшения проницаемости пород в призабойной зоне скважины вследствие воздействия на эту зону бурения и цементирования скважины, так называемого скин-

эффекта [34].

2. Необходимо поддерживать максимально высокую степень нефтенасыщенности призабойной зоны скважины с целью обеспечить преимущественное поступление в скважину нефти по сравнению с газом или водой.

Темп добычи нефти при этом должен быть достаточно низок, чтобы предотвратить слишком быстрое выделение растворенного в нефти газа, которое приводит к повышению вязкости нефти и ухудшению условий движения ее в скважину.

Интенсивность разработки залежи должна быть низкой и для того, чтобы предупредить преждевременный прорыв «языков» воды в скважины.

По-видимому, наиболее простым способом изучения движения нефти и газа из залежи в скважину является исследование этого процесса на модели элементарного объема нефти и растворенного в ней газа, заключенного в единице объема эффективного порового пространства. Возьмем общий случай, когда гидрофильный песчаник содержит нефть, недонасыщенную растворенным газом. Так как межфазное натяжение между частичками породы и воды меньше, чем между породой и нефтью,

можно полагать, что вода будет заполнять наиболее мелкие поры и места сужения в уголках крупных пор (висячие кольца), адсорбироваться в виде тонких пленок

(толщиной в несколько молекул) на частичках породы. Вода смачивает породу. В

этом случае каждая пора как бы соединена с пленкой воды, а внутри нее заключена капля нефти (см. фиг. 10-7). В зависимости от соотношения количеств нефти и воды капли нефти в смежных порах могут либо соединяться в «нити», либо находиться в рассеянном состоянии. Нефть и вода находятся в состоянии статического равновесия,

продолжающегося до тех пор, пока температура и давление остаются неизменными.

Как только залежь вскрывается скважиной и начинается извлечение пластовых флюидов, пластовое давление вокруг призабойной зоны скважины начинает снижаться. Образуется искусственный градиент потенциала флюида, величина которого изменяется от начального потенциала флюида в природном резервуаре,

сохраняющегося на некотором расстоянии от скважины за пределами площади ее дренирования, до минимального потенциала (атмосферного давления) на поверхности

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или, в некоторых случаях, ниже поверхности, на каком-то уровне внутри скважины. В

какой-то точке этой системы пластовое давление оказывается более низким, чем давление насыщения, и растворенный газ начинает расширяться и выделяться из нефти в свободную фазу. Один из способов увеличения нефтеотдачи заключается в поддержании пластового давления на таком уровне, чтобы давление в сепараторе возможно более длительное время соответствовало давлению насыщения. В

большинстве случаев, однако, пластовое давление снижается до величины, меньшей,

чем давление насыщения, уже в самой призабойной зоне, когда пластовые флюиды поступают в скважину. Тем не менее именно градиент потенциала флюида в природном резервуаре контролирует характер движения нефти в скважину.

Когда газовый пузырек выделяется из раствора, он расширяется и соединяется с другими газовыми пузырьками, образующимися в соседних порах.

Фиг. 10-21. Возрастание скорости падения пластового давления по мере приближения к работающей скважине.

Это продолжается до тех пор, пока газ не займет большую часть порового пространства. Снижение нефтенасыщенности пласта и соответствующее увеличение его газонасыщенности, а также низкая вязкость газа позволяют ему двигаться быстрее, чем нефть, в направлении области пониженного градиента потенциала флюида - в данном случае к скважине. Вместе с газом в скважину увлекается и часть нефти, прилипшей к пузырькам газа. Газовые пузырьки, соединяясь внутри крупных пор продуктивного пласта, создают непрерывную газовую фазу. Когда газонасыщенность становится достаточно большой, газ начинает двигаться в направлении области пониженного градиента потенциала флюида. Если пластовое давление остается выше или немного ниже давления насыщения, основная часть извлекаемых флюидов представлена нефтью, а свободный газ рассеян в ней в виде мельчайших пузырьков. Когда же пластовое давление снижается до величины, значи-

тельно меньшей, чем давление насыщения, выделяющийся из раствора газ расширяется настолько, что занимает большую часть норового пространства в призабойной зоне скважины. В этом случае основным извлекаемым флюидом будет

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газ, а количество нефти, поступающей в скважину вместе с газом, ничтожно мало. В

результате газовый фактор становится очень высоким. Иными словами, повышение газонасыщенности и понижение нефтенасыщенности приводят к тому, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для газа становится выше,

чем для нефти, и конечная нефтеотдача снижается.

По мере падения пластового давления в поровом пространстве призабойной зоны скважины зона градиента давления расширяется, захватывая все новые и новые участки пласта. Однако наклон потенциометрической поверхности с удалением от скважины все более и более уменьшается, поскольку увеличивается площадь равного снижения давления (фиг. 10-21). Градиент пластового давления распространяется во все стороны от скважины, последовательно захватывая одни поры за другими, со скорость: зависящей от вязкости нефти, проницаемости породы и расстояния до б -

жайшей действующей скважины.

Мы рассмотрели случай, типичный для залежи нефти с растворенным в ней газом и разрабатывающийся на режиме расширяющегося газа. В такой залежи период эффективного влияния на нефтеотдачу пластового давления значительно более короткий, чем в залежи с активным водонапорным или газонапорным режимом. При обоих этих режимах условия для поддержания пластового давления несравнимо более благоприятны, чем в первом случае, и суммарная нефтеотдача из залежи наиболее высокая. Когда зона снижения пластового давления в залежи с режимом растворенного газа достигает границ этой залежи, дальнейшее снижение давления происходит уже без какого бы то ни было восстановления пластовой энергии. В

залежи с газонапорным режимом начальное количество энергии, заключенной в пласте, значительно выше и высокое пластовое давление поддерживается в залежи значительно дольше. Когда вся нефть оказывается полностью извлеченной из такой залежи, расширившаяся газовая шапка достигает подошвенных вод и из скважин извлекается чистый газ. В залежи с активным водонапорным режимом пластовое давление поддерживается на высоком уровне в течение всего периода разработки,

поскольку вместо извлеченных из залежи флюидов в нее поступает соизмеримое количество воды из окружающих залежь участков. В залежах с идеальным водонапорным режимом темп поступления в скважины воды после извлечения всей возможной нефти приближается к максимальным дебитам нефти или, вследствие высокой мобильности (малой вязкости) воды, даже превышает их. Наличие градиента потенциала флюида способствует аккумуляции нефти в залежи, так как приводит к возникновению сил, действующих в направлении, противоположном действию сил

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

плавучести, и препятствующих дальнейшей миграции нефтяной и (или) газовой фазы.

Во время добычи нефти и газа из залежи наблюдается обратное явление – движение

нефти и газа в призабойную зону скважины обеспечивается развитием локального

градиента потенциала флюида вокруг этой зоны.

Фиг. 10-22 Продвижение водо-нефтяного контакта в неоднородном пласте при различной интенсивности разработки залежи (Buckley, Leverett, Trans. Am. Inst. Min.

Met. Engrs., 146, р. 158, Fig. 8, 1942; Oil and Gas Journ.. p. 157, 1952).

Линза слабопроницаемого песчаника заключена в пласте, обладающем хорошими коллекторскими свойствами. Если темп извлечения нефти низкий, водонефтяной контакт на слабопроницаемом участке пласта продвигается быстрее и нефть полностью вытесняется из линзы. Водонасыщенность тонкозернистых участков оказывается большей, чем грубозернистых. В случае интенсивного извлечения нефти из залежи фронт воды движется так быстро, что нефть не успевает полностью удалиться из уплотненного участка и частично остается в нем в виде неизвлекаемого «целика».

А - низкий темп добычи нефти; Б - высокий темп добычи нефти.

Слишком быстрый темп разработки залежи, характеризующийся изменчивыми

коллекторскими свойствами, может привести к оттеснению нефти менее вязкими

флюидами - водой или газом - и к преждевременному прорыву их в скважины [35].

Образовавшиеся «языки» обводнения или загазованности бывает очень трудно

ликвидировать, в связи с чем на участках пластов с пониженной проницаемостью

нередко остаются значительные количества нефти в виде неизвлекаемых «целиков» и

«островков». Это явление частично объясняется нарушением равновесия флюидов в

капиллярных порах. В условиях равновесия, когда разработка залежи только

начинается, тонкозернистые и слабопроницаемые песчаники содержат значительно

больший процент воды, чем грубозернистые породы. В случае интенсивного отбора