В зависимости от того, какой вид энергии обусловливает перемещение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают следующие режимы работы нефтяных залежей:
1) водонапорный 2) газонапорный (газовый) 3) растворенного газа 1 4) гравитационный / |
напорные режимы или режимы
вытеснения
режимы истощения пластовой энергии
Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруго-водонапорныйрежимы.
Часто встречаются залежи нефти, в.которых проявляются одновременно различные движущие силы. Режимы дренирования таких залежей называются смешанными режимами.
Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и даже заменять другим. Он в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также
Рис. 20. Схема строения залежи с напором краевых вод. |
от других искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки месторождения (нагнетание рабочего агента в пласт и др.). Геологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют установлению того или иного режима работы месторождения, но не определяют его полностью.
|
|
Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. В идеальным случае при этом режиме залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников. Следовательно, условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода (рис. 20). Такие зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части. Напор вод может создаваться также искусственно путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины, располагаемые за контуром нефтеносности в водяной зоне пласта.
При чисто водонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.
При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе жидкости из пласта стабилизируется, что является доказательством установления водонапорного режима с полным замещением извлекаемой из пласта нефти водой.
|
|
Если же темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, может наступить момент, когда пропускная способность водонапорной системы при данном напоре станет недостаточной и объем воды, успевающей войти в нефтяную залежь, станет меньше объема извлекаемых нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима работы пласта в режим растворенного газа.
Вследствие медленного падения пластового давления в залежах с водонапорным режимом дебит скважин длительное время остается примерно постоянным. Постоянным обычно остается и газовый фактор до тех пор, пока давление на забое скважин не станет ниже давления насыщения.
В залежи с водонапорным режимом водо-нефтяной контакт до ее разработки занимает горизонтальное положение, а в процессе разработки движется к центру залежи.
Та часть залежи, которая находится над водо-нефтяным контактом, называется водоплавающей. В пологих складках водоплавающая часть залежи может достигать значительных размеров, а иногда встречаются и полностью водоплавающие залежи, в которых нет внутреннего контура нефтеносности и вода подпирает нефть снизу.
По мере отбора нефти из залежи водонефтяной контакт постепенно поднимается, а контуры нефтеносности стягиваются к центру залежи. Сначала обводняются скважины, близко расположенные к контуру нефтеносности, а в дальнейшем и скважины, находящиеся в центре залежи.
Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигает забоев скважин, находящихся в наиболее повышенных частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только вода. Но и в этом случае, несмотря на то, что все скважины, эксплуатирующие данную залежь, полностью обводнены, в пласте всегда еще остается значительное количество неизвлеченной жефти. Объясняется это тем, что в процессе совместного движения:в пласте нефти и воды последняя, имеющая меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водо-нефтяного контакта может распространиться процесс параллельного движения воды и нефти, с постепенным возрастанием содержания воды в потоке. Этот процесс усугубляется еще тем, что нефтесодержащие породы в абсолютном большинстве случаев неоднородны по своему составу и проницаемости. Поэтому жидкость в пласте (нефть и вода) движется с большей скоростью в пропластках с более высокой проницаемостью. В результате всего этого контур воды может продвигаться к центру залежи неравномерно, что приводит к образованию «языков обводнения» (рис. 21).
Наличие «языков» воды сильно затрудняет планомерную эксплуатацию залежи. Залежь нефти преждевременно обводняется; отдельные чшзыки» воды могут соединиться друг с другом и разделить залежь на изолированные участки. В пласте могут остаться большие количества неизвлеченной нефти.
При пологом падении складки и при значительной ее мощности по мере продвижения контура воды вверх по восстанию поверхность водо-нефтяного контакта все возрастает и, наконец, вся подошвенная часть залежи может быть занята водой. Интенсивный отбор нефти из скважин в таких условиях способствует усиленному подъему и прорыву воды к забоям скважин снизу. В результате в скважины вместе с нефтью начинают поступать все большие количества воды, в при-забойной зоне скважин образуются «конусы обводнения» (рис. 22), и скважины в конце концов могут давать чистую воду при наличии в залежи еще больших количеств нефти.
В вертикальном разрезе залежи часто встречаются отдельные прослойки или линзы более уплотненной, а следовательно, менее проницаемой породы. В этих прослойках и линзах могут оставаться «целики» нефтенасыщенной породы при почти полном заполнении водой бблыпей части залежи, ^л
|
|
Рис. 21. Схема образования «языков Рис* 22. Схема образования «конуса
обводнения». обводнения».
1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; з — линии обводнения залежи; 4 — скважины.
Извлечение нефти из таких оставшихся «целиков» в дальнейшем можно осуществлять только при отборе больших количеств воды, которая при движении по пласту будет частично увлекать за собой нефть.
В зависимости от особенностей водонапорного режима нефтяных залежей благоприятными условиями для его осуществления являются:
1) хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями залежи;
2) хорошая проницаемость и однородность строения залежи; 3) не
большая вязкость нефти;.4) соответствие темпов отбора нефти, воды
и газа из залежи интенсивности поступления воды в нее.
При этих условиях возможно достигнуть наиболее равномерного продвижения водо-нефтяного контакта во всех направлениях, причем эффект вытеснения нефти водой будет максимальным.
Упруго-водонапорный режим. Выше было отмечено, что пластовые жидкости и сами породы сжимаемы, поэтому в пластовых условиях они обладают запасом «упругой» энергии, освобождающейся при снижении давления.
Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если
учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.
В самом деле, на некоторых месторождениях источники питания залежи поверхностной водой удалены от нефтяной части залежи на сотни километров; некоторые пласты распространяются на колоссальные площади, но не имеют сообщения с поверхностью, в то же время вследствие высоких пластовых давлений газ полностью растворен в нефти. В этих случаях пластовая энергия проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.
|
|
Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении давления должно происходить при любом режиме работы залежи, однако при активном водонапорном режиме или при газовых режимах это явление имеет второстепенное значение.
При понижении давления на забое скважины жидкость, находя
щаяся в непосредственной близости от нее, будет в силу упругости
расширяться, объем же норового пространства, вмещающего жид
кость, будет сжиматься, и часть жидкости начнет вытесняться в сква
жины. ;
Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в «упругое перемещение» по направлению к скважинам.
Зона депрессии, образовавшаяся вначале в непосредственной близости к забоям скважин, постепенно распространяется на всю залежь я за ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс жидкости — сначала нефти, а затем воды, вытесняющей и замещающей
нефть.
Проф. В. Н. Щелкачев, разработавший теорию упругого расширения и перемещения жидкости в упругой пористой среде, для количественной оценки перемещаемых масс жидкости в этих условиях ввел понятие «коэффициент упругоемкости залежи». Этот коэффициент показывает, какую долю объема породы составляет объем жидкости, полученной из нее в результате упругости породы, и самой жидкости при снижении давления на 1 единицу (1Па, 1кПа, 1МПа), т. е. каким удельным «упругим запасом» жидкости располагает нефтяная залежь. Численная величина коэффициента упругоемкости зависит от упругости породы и жидкости и от емкости перового пространства породы,
Р* = ГОрж+Рп, (48)
где Р* — коэффициент упругоемкости; т — коэффициент пористости породы; рж — коэффициент сжимаемости жидкости; р„ — коэффициент сжимаемости породы.
При падении давления в залежи на величину р количество жидкости, выделяющейся под действием упругих свойств среды, т. е. «упругий запас» залежи, будет
(49)
где ДУЖ — «упругий запас» жидкости в объеме залежи при перепаде давления Ар; V — объем залежи; Ар — перепад давления в залежи.
Основным признаком упруго-водонапорного режима является значительное падение пластового давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.
Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно. Затем кривая изменения дебита становится более пологой. Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения.
Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется пьезопро-водностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопро-водности:
.,БРШ--ТЧР' (50)
где и — коэффициент пьезопроводности, м2/с; Н — коэффициент проницаемости пласта, м2; \и — абсолютная, или динамическая, вязкость жидкости, Па-с; т — пористость, доли единицы; р*ж— коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па; рп — коэффициент сжимаемости пористой среды, 1/Па; (5* — коэффициент упругоемкости пласта, 1/Па.
Коэффициент пьезопроводности пласта лучше всего определять по результатам обработки данных исследования скважин на взаимодействие в различных направлениях пласта.
Газонапорный режим. При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные (см. схему на рис. 23).
Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен.
В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения нефти расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается обычно гравитационными эффектами: нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные зоны залежи, а выделяющийся
из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Эти эффекты тем значительнее, чем больше углы падения пластов и проницаемость породы и чем меньше темпы отбора жидкости. Пополнение расширяющейся газовой шапки выделяющимся из раствора газом способствует замедлению темпов падения пластового давления.
При благоприятных геологических условиях в результате гравитационного распределения нефти и газа возможно образование газовой шапки даже там, где в начальный период она отсутствовала и залежь работала в основном на режиме растворенного газа.
Рис. 23. Нефтяная залежь с тазовой шапкой.
Вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он может прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, даже прекращать эксплуатацию таких скважин. Эти мероприятия позволяют экономно расходовать пластовую энергию и обеспечивать наибольшую отдачу нефти из пласта.
Для повышения эффективности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволяет поддержать, а иногда и восстановить газо~ вую энергию в залежи.
Режим растворенного газа. Газовый режим, или режим растворенного газа, характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды.
Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод также способствует проявлению газового режима, так как