РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ



3.1. Режимы разработки залежей нефти

Режимом разработки или режимом нефтегазоводоносного пласта называют проявление доминирующей формы пластовой энергии, под действием которой нефть движется к забоям добывающих скважин. Режимы бывают естественными, когда преобладающими видами энергии являются:

– энергия, обусловленная давлением вышележащих горных пород (упругий режим);

– энергия напора краевых или подошвенных вод (упругий водонапорный режим);

– энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах (газовый режим);

– энергия выделяющегося из нефти растворенного газа (режим растворенного газа);

– энергия положения нефти в крутопадающих пластах (гравитационный режим).

При искусственных режимах преобладающим видом энергии является энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытесняющих агентов – воды (жесткий водонапорный режим) или газа и др.

Таким образом, выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий, водонапорный, газонапорный (газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный. Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруговодонапорный режимы. При разработке залежей нефти в них проявляются одновременно различные движущие силы, то есть различные режимы, но с преобладанием (доминированием) одного из них. Если два-три режима проявляются примерно в равной степени, говорят о смешанных режимах дренирования [2, 3, 5, 7, 12, 13, 14].

Упругий режим. При пуске в работу скважины (или группы скважин, которые можно рассматривать как одну укрупнённую скважину), вокруг неё формируется воронка депрессии, среднее давление в которой ниже начального пластового давления в залежи. Приток жидкости (нефти) в скважину происходит за счет освобождения потенциальной энергии сжатых пород и флюидов и энергии напора краевых или подошвенных вод.

Граница воронки депресии сохраняет свое положение при постоянном пластовом (контурном) давлении, водонефтяной контакт (контур нефтеносности) непрерывно перемещается в сторону добывающих скважин и сокращается, то есть происходит уменьшение нефтенасыщенной части пласта. Такое явление наблюдается достаточно редко, обычно воронка депрессии постепенно расширяется, захватывая водоносную часть пласта. Среднее давление в зоне отбора снижается, вызывая упругое расширение пластовых флюидов и горной породы. Поступление воды из законтурной зоны в нефтяную часть пласта отстает от отбора жидкости. Такой процесс, если в залежи искусственно не поддерживается пластовое давление за счет закачки воды или другого агента, продолжается до тех пор, пока давление в целом или в отдельных частях залежи не снизится до давления насыщения нефти газом. В указанных условиях залежь работает в режиме, называемом упруго-водонапорным. За счет освобождения упругой энергии пласта, расширения флюидов и горной породы, уменьшения при этом объёма порового пространства из залежи добывается объём жидкости ΔVж

ΔVж = β* × Vзал × ΔP,                               (3.1)

где Vзал – объём залежи, охваченный процессом упругого расширения; ΔP – величина снижения давления в пласте объёмом Vзал; β* – коэффициент упругоёмкости

β* = m βж + βп,                              (3.2)

где m – пористость горной породы; βж – коэффициент объёмной упругости пластовой жидкости, заполняющей поровое пространство; βп – коэффициент объёмной упругости породы.

Например, при размерах залежи 5 км (длина)×2,5 км (ширина), толщине продуктивного пласта 10 м, снижении пластового давления в залежи на 5 МПа, пористости пород 20 %, βж = 10×10–4 МПа–1, βп = 1×10–4 МПа–1, объём вытесненной (добытой) за счет упругого расширения пласта жидкости составит 187,5×103 м3.

Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием напора наступающей краевой или подошвенной воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно пополняется водой из водоносного бассейна.

Условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли. Если пропускная способность водоносной части пласта достаточно высокая и обеспечивает поступление воды в нефтяную часть в количестве, равном количеству отбираемой из пласта жидкости, в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим (рис. 3.1).

Зоны соприкосновения водонасыщенной части пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии сотен километров от его нефтяной части.

Суммарный отбор

Рис. 3.1. График разработки залежи при водонапорном режиме:
1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти (текущая);
3 – газовый фактор; 4 – обводненность продукции

При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта (рис. 3.2). Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той лишь разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ – в пониженные. Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии сжатого газа ограничен. В связи с низкой по отношению к нефти вязкостью газа могут происходить прорывы его к забоям добывающих скважин с оттеснением от них нефти, что существенно снижает нефтеотдачу при газонапорном режиме.

Суммарный отбор

Рис. 3.2. График разработки залежи при газонапорном режиме:
(режим газовой шапки) 1 – пластовое давление;
2 – добыча нефти (текущая); 3 – газовый фактор

Режим растворенного газа. При снижении давления в продуктивном пласте до давления насыщения нефти газом и выделении последнего в свободную фазу произойдет переход к режиму растворенного газа, фактически – к смешанному режиму, при котором нефть вытесняется к добывающим скважинам расширяющимся газом и за счет продолжающегося расширения пластовых флюидов и горных пород. Газовые образования в пористой среде, двигаясь в сторону более низкого давления, действуют на нефть как своеобразные поршни, а также увлекают её за счет сил трения. Пластовое и забойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом (рис. 3.3).

Суммарный отбор

Рис. 3.3. График разработки залежи при режиме
 растворенного газа: 1 – пластовое давление;
2 – добыча нефти (текущая); 3 – газовый фактор

Гравитационный режим. При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженную его часть и скапливаться в ней. Режим работы таких пластов называется гравитационным (от слова гравитация, что означает «сила тяжести»).

Графики изменения пластового давления и газового фактора при разработке нефтяных залежей приведены на рис 3.1.–3.3. При водонапорном режиме газовый фактор остаётся постоянным.

При газонапорном режиме пластовое давление со временем снижается примерно с постоянным темпом, пока не начинаются прорывы газа в добывающие скважины, после чего снижение давления ускоряется. Газовый фактор в первом периоде постоянно увеличивается, во втором периоде происходит его резкое увеличение во времени.

При режиме растворенного газа пластовое давление интенсивно уменьшается в течение всего периода разработки, газовый фактор сначала резко возрастает, достигая некоторого максимума, затем также резко уменьшается.

По промысловым и лабораторным данным, коэффициенты нефтеизвлечения при разных режимах достигают следующих значений:

упруговодонапорный режим……….………….. 0,5 – 0,8;

водонапорный режим…………............................ 0,5 – 0,8;

газонапорный режим ………………….…………0,4 – 0,7;

режим растворенного газа………….……………0,15 – 0,3;

гравитационный режим……………….………… 0,1 – 0,2.

Напорные режимы отличаются более высокими темпами отбора нефти из залежи и, соответственно, меньшими сроками выработки извлекаемых запасов.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1059;