Динамика показателей разработки
Федеральное агентство по образованию
Пермский государственный технический университет
Кафедра геологии нефти и газа
Учебное пособие по теме:
Природные режимы
Нефтяных и газовых залежей
Пермь, 2010
УДК 550.81
Составитель: И.А.Козлова, доцент кафедры ГНГ
Природные режимы нефтяных залежей
ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
Основная движущая сила – это напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется продвижением в залежь законтурных вод. В процессе эксплуатации залежи в ее объеме происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
Геологические условия проявления режима
1. Высокое начальное пластовое давление.
2. Приуроченность залежей к инфильтрационным водонапорным системам с хорошей гидродинамической сообщаемостью между нефтяной частью, законтурной областью и областью питания.
3. Небольшие размеры залежей, отсутствие тектонических нарушений, высокая проницаемость коллектора в залежи и в законтурной области; относительная однородность коллекторов; малая вязкость нефти.
4. Большие размеры законтурной области, небольшая удаленность залежи от области питания.
5. Умеренный отбор жидкости (нефти +попутной воды) из пласта, соизмеримый со скоростью передвижения законтурных вод, что позволяет им полностью компенсировать отобранный из залежи объем полезного флюида.
|
|
|
Динамика показателей разработки
Пластовое давление – характерна тесная связь P пл и величины отбора нефти (жидкости) из пласта (с увеличением добычи нефти пластовое давление снижается, при стабилизации добычи величина P пл остается на постоянном уровне; при снижении уровня отбора пластовое давление увеличивается). Но эти колебания незначительны и при прекращении отбора жидкости из пласта величина P пл восстанавливается до начального уровня (рис. 1).
Рис. 1. а) изменение объема залежи в процессе разработки; б) динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме.
1 – интервалы перфорации, 2- вода, 3- нефть, 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач - начальное, ВНКтек – текущее, ВНКк - конечное. Рпл – пластовое давление, Рнас – давление насыщения, Qн– добыча нефти, Qж – добыча жидкости, В% – обводненность продукции, kизвл.н 
(h) – коэффициент извлечения нефти.
Давление насыщения –Pнас –(давление при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ). При данном режиме эта величина не меняется на протяжении всего периода разработки. Pнас << Рпл.
|
|
|
Промысловый газовой фактор – G (Количественное соотношение газообразной и жидкой фаз, полученное в результате дегазации. Отношение объема природного газа к объему дегазированой нефти. (обычно составляет 10-55 м3/м3; до 500 и более). – на протяжении всего периода разработки остается постоянным, так как газ остается растворенным в нефти в течение всего периода разработки.
Добыча нефти – Q н – изменяется по стадиям. Темп добычи 8-10% от НИЗ (начальные извлекаемые запасы). К концу 4 стадии из залежи может быть извлечено до 80% от извлекаемых запасов, т.е. данный природный режим очень эффективен.
Добыча жидкости - Q ж - на 1 и 2 стадиях разработки кривые отбора жидкости и нефти практически совпадают, так как добыча нефти не сопровождается добычей попутной воды. На 3 стадии, величина Q ж, как правило немного снижается в связи с уменьшением объема добычи нефти. На 4 стадии Q ж увеличиваться за счет значительного обводнения добывающих скважин и продукции залежи в целом. А к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор) достигает 0,5 – 1.
Обводненность – В%- начинает расти со второй стадии, достигая максимальных значений на 3 и 4 стадиях, когда в связи с сокращением запасов нефти из залежи отбирается больше попутной воды.
|
|
|
КИН – отношение величины извлеченных запасов к количеству запасов, содержащихся в залежи называется коэффициентом извлечения нефти – kизвл.н (h). КИН для данного режима может составлять 0,6-0,8. Режим наиболее эффективный из всех. Это обусловлено благоприятным сочетанием геологических факторов, формирующих данный режим, а также способностью пластовой минерализованной воды хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустотного пространства коллектора.
На 1, 2 стадиях разработки залежи, работающей на водонапорном режиме, пластовой энергии достаточно для поддержания высокого уровня добычи без применения системы ППД (закачки).
УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
Основной движущей силой также является напор законтурных вод, но основным источником энергии при этом служит упругое расширение коллекторов и насыщающих их жидкостей при снижении в залежи пластового давления. При данном режиме отбор жидкости не полностью компенсируется продвижением законтурных вод, поэтому Рпл медленно падает как в залежи, так и на площади к ней примыкающей. При разработке залежи, по мере увеличения отбора жидкости и снижения Рпл не только в залежи , но и в законтурной области, в движение вовлекаются всё более удалённые от залежи законтурные воды. В этой области происходит расширение породы и пластовой воды и хотя коэффициенты упругости породы и жидкости незначительны, при больших площадях сниженного давления (превышающих размеры залежи) они могут служить источником значительной дополнительной энергии.
|
|
|
Геологические условия проявления режима
1. Высокое начальное пластовое давление
2. Приуроченность залежи к эллизионной водонапорной системе, или к инфильтрационной при условии значительного удаления залежи от области питания, т.е. гидродинамическая связь залежи с законтурной областью слабая.
3. Залегание пласта-коллектора на значительной площади. Низкая проницаемость коллекторов, значительная неоднородность.
4. Относительно большие размеры водонефтяной зоны залежи.
5. Повышенная вязкость нефти
6. Обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.
Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен таковому при водонапорном режиме, но вследствие перечисленных геологических условий доля запасов в невырабатываемых участках залежи увеличивается.
Динамика показателей разработки
1. Рпл- медленно снижается с течением времени разработки залежи. Интенсивность его падения определяется размерами законтурной зоны; чем меньше площадь законтурной зоны, тем быстрее снижается давление. По мере расширения области снижения давления, темп его снижения замедляется. На рис. 2 показаны зависимости Р пл от Qж с разными размерами законтурной области.
| 1-большие размеры законтурной области, участвующие в отборе; 2 -небольшие (например, за счет снижения проницаемости коллекторов в законтурной зоне); 3-законтурная область практически отсутствует |
Рис. 2 График зависимости Рпл от Qж
Рис. 3. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме
2. Рнас.- как и для предыдущего режима остается намного меньше пластового, что позволяет вести разработку на 1 и 2 стадиях без системы ППД. Рнас << Рпл.
3. Q н- изменяется по стадиям. Темп добычи 5-7% от НИЗ. К концу основного периода разработки обычно отбирается до 50% запасов залежи.
4.В%- добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением в сравнении с водонапорным режимом.Рост обводнённости начинается уже с 1 стадии. Величина водонефтяного фактора (отношение добытой нефти к добытой воде) достигает 2-3.
5. Q ж – изменяется в соответствии с Q н и В%. Безводная нефть добывается только в начале 1 стадии, а начиная со 2-ой Q ж превышает Q н.
6. G – остается постоянным, т.к. на протяжении всего периода разработки Рпл не падает ниже Рнас и, следовательно, весь газ находится в нефти в растворенном состоянии.
7. КИН - составляет 0,5-0,55, т.е. при разработке залежей на данном природном режиме, из них может быть извлечено до 50-55% УВ.
Режим менее эффективен, за исключением первой стадии. В дальнейшем необходимо искусственное воздействие на пласт, для поддержания достаточной величины пластового давления.
ГАЗОНАПОРНЫЙ ИЛИ РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ
Режим формируется как правило в нефтяных залежах с газовой шапкой. Основной вид энергии – напор газа, находящегося в газовой шапке, под действием которого происходит вытеснение нефти из нефтяной части газонефтяной залежи. При отборе нефти из пласта происходит снижение Рпл, что вызывает расширение газа в газовой шапке и, как следствие, перемещение ГНК вниз. Расширившийся газ перемещает нефть в пониженные участки пласта – к забоям скважин, таким образом, идет разработка нефтяной части залежи. При дальнейшем отборе и приближении ГНК к интервалам перфорации в скважине могут происходить прорывы газа в нефтяную часть, что сопровождается резким увеличением газового фактора – G . В дальнейшем, эти скважины начинают фонтанировать чистым газом, а запасы нефти в этой части пласта останутся неизвлеченными. В скважинах расположенных на значительном удалении от газовой шапки, G – наоборот, с течением времени может снижаться, т.к., часть газа, растворенного в нефти при снижении Рпл до Рнас и ниже, переходит в свободное состояние и мигрирует в повышенные участки пласта – в газовую шапку, а попутный газ обогащается все более тяжелыми УВ.
Геологические условия проявления режима
1. Режим проявляется в залежах закрытого типа, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью.
2. Наличие в залежи газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти.
3. Значительная высота нефтяной части залежи.
4. Высокая вертикальная проницаемость коллектора
5. Малая вязкость нефтей (m=до 3 мПа*с).
6. Крутые углы наклона продуктивных слабопроницаемых пластов.
Ниже на рис. 4 приведены показатели разработки и изменение объема залежи.
Рис. 4. а) изменение объема залежи в процессе разработки; б) динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при газонапорном режиме. 1 – газ, 2-запечатывающий слой на границе ВНКнач , положение ГНК: ГНКнач – начальный, ГНКтек – текущий, ГНКк - конечный.
Динамика основных показателей разработки
1.Рпл – постоянно снижается. Темпы падения давления в залежи определяются соотношением объемов нефтяной и газовой частей пласта и величиной отбора нефти.
2. Рнас. – равно пластовому вначале разработки, а затем падает ниже этой величины и продолжает снижаться до конца разработки залежи (поэтому для разработки залежи требуется система ППД).
3. G – в период нарастающей добычи остается постоянным, но по мере отбора нефти и перемещения ГНК вниз начинает увеличиваться, что приводит к падению темпов добычи нефти.
4. Qн – растет при постоянном газовом факторе. Темпы годовой добычи могут быть достаточно высоки (до 8% от НИЗ). После снижения Рпл до Рнас, добыча нефти начинает уменьшаться, а газовый фактор, напротив, увеличиваться.
5. В% , Qж – добыча нефти не сопровождается добычей попутной воды.
6. КИН – составляет 0,4.
Для обеспечения наиболее полной выработки запасов залежи, работающей на режиме газовой шапки, необходим ввод дополнительных видов энергии, т.е. применение искусственного заводнения пластов (системы ППД).
РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Режим проявляется в изолированных нефтяных залежах, не испытывающих влияние законтурной области, при условии, что в нефти растворено большое количество газа. Основной вид энергии – напор газа, выделяющегося из нефти в окклюдированное (свободное) состояние в результате снижения пластового давления в залежи ниже давления насыщения в процессе разработки. Выделяющийся из нефти газ, расширяясь, вытесняет нефть из пор и движет ее к интервалам перфорации скважин. Отбор нефти в таких залежах не компенсируется продвижением законтурных вод, так как залежь гидродинамически замкнута. Поскольку объем залежи остается неизменным, то происходит постепенное уменьшение нефтенасыщенности пласта.
Геологические условия проявления режима
1. Отсутствие гидродинамической связи залежи с законтурной областью.
2. Значительное газосодержание нефти.
3. Низкая величина начального пластового давления, близкого к давлению насыщения.
Динамика основных показателей разработки
1. Рпл в залежи интенсивно снижается вследствие отбора жидкости из пласта, поэтому разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением в залежи увеличивается (рис.5).
Рис. 5. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме
2. G – промысловый газовый фактор в начале разработки увеличивается незначительно. Далее с увеличением количества выделившегося из нефти растворенного газа (до 7%), величина газового фактора резко возрастает до значений в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. (Это происходит потому, что снижается фазовая проницаемость коллектора для нефти и увеличивается для газа.) Затем, вследствие полной дегазации нефти происходит закономерное снижение газового фактора.
3. Qн – после достижения максимального уровня (на II стадии) начинает уменьшаться. Падение добычи нефти происходит в связи с дегазацией нефти и потерей ее подвижности после резкого увеличения газового фактора.
4.В% и Qж– добыча нефти практически не сопровождается добычей попутной воды, так как залежь гидродинамически замкнута .
5.КИН – составляет 0,2-0,3 (а при небольшом газосодержании нефти, еще меньше – 0,1-015).
Залежи, обладающие таким природным режимом, как правило, разрабатываются с применением системы ППД.
Гравитационный режим
Как правило, данный режим возникает на последней стадии разработки залежей нефти, эксплуатировавшихся первоначально на природном режиме растворенного газа, т.е. после полной дегазации нефти. При этом режиме нефть перемещается в пласте вниз по его падению под действием собственной силы тяжести. Случаи проявления гравитационного режима с начала разработки достаточно редки и возможны при небольших глубинах залегания. Темпы отбора нефти при таком режиме очень низки и составляют 1-2% в год.
Существует 2 разновидности проявления режима:
Напорно–гравитационный: для которого характерно: высокопроницаемые и крутопадающие пласты-коллекторы. Нефть перемещается вниз по падению пласта и скапливается в наиболее погруженных его частях. При этом дебит скважин возрастает с понижением гипсометрических интервалов вскрытия пласта, т.е. чем ниже отметки, на которых вскрывается пласт, тем больше дебит нефти в скважинах.
Гравитационный со свободным зеркалом нефти: для которого характерно наличие пологозалегающих продуктивных пластов, обладающих пониженными коллекторскими свойствами. Уровень нефти находится ниже кровли пласта, дебиты скважин очень низкие, но продолжительность их работы велика.
Геологические условия проявления гравитационного режима
1. Значительная высота залежи.
2. Полная изоляция залежи от водоносной части.
3. Отсутствие в залежи свободного или растворенного газа.
Динамика показателей разработки при гравитационном режиме
1. Среднегодовой отбор имеет низкие темпы и составляет 1-2% от начальных извлекаемых запасов (рис.6).
| 
|
Рис. 6. Пример разработки нефтяной залежи на природном гравитационном режиме. 1,2 и 3 – последовательные границы уменьшения нефтенасыщенности пласта.
2. Сила тяжести в пласте действует очень медленно, но в течение длительного времени; может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти до 0,5 (с учетом Кизвл. при режиме растворенного газа).
3. Пластовое давление очень маленькое и составляет десятые доли мегапаскаля (0,1-0,9 МПа), газосодержание очень низкое (1-5м³/м³ нефти).
ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ
Основная движущая сила – это потенциальная энергия газа, расширяющегося в пластовых условиях при снижении в залежи давления в процессе разработки. Запас этой энергии огромен и его достаточно для практически полной выработки газовой залежи. Объем залежи практически не меняется, т.е. ГВК занимает постоянное положение.
Геологические условия проявления режима:
1. Приуроченность залежей к инфильтрационным и эллизионным водонапорным системам, но вследствие низкой проницаемости пород для воды (но достаточной для газа) гидродинамическая сообщаемость между газовой частью и законтурной областью отсутствует.
2. Большие размеры залежей – режим характерен для многих крупных газовых месторождений.
Дата добавления: 2021-01-20; просмотров: 657; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!