Тема 2.6. Особенности упругого режима работы пласта

Пластовое давление- это давление, которое устанавливается на забое скважины перед началом разработки нефтеносной площади. Снижение давления в добывающей скважине приводит пластовые флюиды в состояние движения в сторону скважины. Давление на забое добывающей скважины поддерживается либо из расчета сохранения однофазности нефти в пласте. Либо обеспечения критической скорости фильтрации в прискважинной зоне, либо иного условия. Разность между пластовым давлением и забойным давлением называют депрессией, которая определяет дебит конкретной скважины.

Рациональная разработка нефтяных и газовых месторождений возможна только при знании физических явлений и условий, определяющих процесс эксплуатации залежи. На процесс разработки залежи оказывают влияние множество факторов:

-используемые технологические приемы добычи- параметры сетки скважин и последовательность ввода их в эксплуатацию, темпы отбора флюидов и др;

-Протяженность, мощность и структурные особенности пласта;

-Пористость, проницаемость и сжимаемость горных пород, слагающих пласт;

-Пластовая температура и пластовое давление;

-реологические свойства флюидов.

Первостепенную роль на процесс разработки залежи оказывает режим работы пласта. Под режимом пласта подразумевают характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к добывающим скважинам. По механизму воздействия на залежь различают следующие режимы: водонапорный, газонапорный, гравитационный, режим растворенного газа и упругий режим. В чистом виде эти режимы проявляют себя редко. Чаще встречаются смешанные режимы работы пласта. На первом этапе разработки залежи каждому из первых четырех перечисленных режимов сопутствуют факторы упругости пласта и упругости пластовых флюидов.

К основным характеристикам системы «пласт-флюид» ОТНОСИТСЯ УПРУГОСТЬ ИЛИ СЖИМАЕМОСТЬ ОБЕИХ СОСТАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМЫ. Чем выше сжимаемость элементов системы, тем больше упругой энергии запасено в пласте. Чем больше объем воды, подпирающей нефтяную залежь,тем больше нефти будет извлечено в упругом режиме. Вскрытие пласта скважиной приводит к падению пластового давления, в результате упругая энергия высвобождается путем восстановления объемов пластового флюида и скелета вмещающей горной породы. Именно за счет упругого фактора происходит фонтанирование скважин. Добыча нефти в режиме свободного фонтанирования не требует дополнительного оборудования и дополнительных затрат энергии.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамически изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом. При этом забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, чтобы нефть находилась в однофазном состоянии. Именно в таких условиях основным источником энергии является упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей. Сжимаемость пластов и флюидов невелика, но за счет больших объемов пород, вовлеченных в процесс упругого сжатия, особенно водоносной части пласта, в добывающую скважину могут быть вытеснены большие объемы нефти.

Промысловыми исследованиями установлено, что для трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов наблюдается гораздо большая, чем для пористых коллекторов, зависимость проницаемости от изменения порового давления При больших значениях произведения зависимость проницаемости от давления определяется следующей экспонентой:

exp(3 , (22)

Где -коэффициент объемного сжатия горной породы в блоке.

При малых изменениях порового давления проницаемость коллектора меняется по линейному закону

(23)

Только с учетом сил упругости флюидов и пласта удается согласовать качественно и количественно процессы движения нефти в пласте на первом этапе его разработки. При снижении пластового давления вследствии упругих свойств пласта объем пор уменьшается. При увеличении пластового давления объем пор в пласте увеличивается. Изменения давления в пласте, вызванное снижением давления в и добывающей скважине, медленно распространяется по пласту, удаляясь от скважины к внешней границе залежи. Также медленно распространяется изменения давления в пласте, вызванное увеличением давления в нагнетательной скважине.

При медленном темпе отбора нефти падение пластового давления доходит до условного контура питания, и через некоторое время упругие силы перестают себя проявлять. После этого наступает вторая фаза гравитационного или водонапорного режима.

Особое место в добыче нефти занимает режим растворенного газа. Этой особенностью режим обязан тому обстоятельству, что нефть в залежи не является «мертвой», а содержит газ в растворенном состоянии. Этот режим обнаруживает родство с упруговодонапорным режимом: снижение давления передается по пласту также не мгновенно, а с большим отставанием во времени. В обоих случаях пластовое давление в начале добычи поддерживается за счет равномерно распределенной по пласту упругой энергией. Разница лишь в том. Что при упруговодонапорном режиме действуют силы упругости краевой воды, подошвенной воды и пласта в водоносной области, а в режиме растворенного газа движущей силой выступает упругость газа, действующая только в пределах продуктивного пласта. В последнем случае газовые пузырьки, являющиеся носителями потенциальной упругой энергии пласта, перемещаются в составе газированной нефти в направлении добывающей скважины.

Рассмотрим некоторые особенности эксплуатации нефтяной залежи в упругом режиме работы пласта.

Нефть при начальном пластовом давлении может быть в различной степени насыщена газом. Если забойное давление в скважине держать выше давления насыщения, то газонасыщенная нефть будет двигаться в пористой среде как гомогенная жидкость. С реологической точки зрения это выгодно, т.к. в таком случае возникающее при течении в порах и трещинах нефти сопротивления меньше. По этой причине для сохранения однофазности нефти забойное давление следует задавать выше давления насыщения. В таком случае газ из нефти будет выходить только в стволе скважины на определенной отметке, соответствующей давлению насыщения. Здесь энергия сжатия газа используется в стволе скважины для совершения полезной работы в фонтанном или газлифтном режиме.

Для поддержания необходимого дебита забойное давление в процессе эксплуатации скважины постепенно снижается. По мере снижения забойного давления отметка, на которой происходит газовыделение в стволе скважины, снижается и, наконец, достигает забоя. С этого момента удержать дебит на прежнем уровне не удается, т.к. газ начинает выделяться из нефти в самом пласте. Это обстоятельство существенно ухудшает реологические свойства фильтрующихся пластовыхфлюидов.

Процесс эксплуатации залежи в упругом режиме, в том числе и в режиме растворенного газа, не меняет границ контуров залежи. Добыча углеводородов приводит лишь к некоторому истощению запасов залежи, которое выражается в снижении нефтенасыщенности в пределах ее первоначального объема. При монотонно падающем дебите скважин газовый фактор вначале растет до некоторого максимальногозначения, затем происходт неуклонное его падение. При некотором значении дебита режим растворенного газа сменяется режимом гравитационным либо водонапорным.

Техника добычи должна стремиться к продлению периода безводной эксплуатации залежи. С точки зрения динамики добычи отбор воды из пласта равноценен отбору такого же количества нефти, т.к. вместе с извлечением воды теряется некоторая часть упругой пластовой энергии. По этой причине появление воды в скважинах сокращаетпродолжительность фонтанного периода добычи и вызывает необходимост перехода на механизированну. Добычу.