Жестководонапорный режим

При жестко водонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из по­верхностных источников за счет атмосферных осадков, талых

вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнета­тельные скважины.

При жестконапорном режиме

где Р_11П - среднее пластовое давление, Р_нвй - давление насыщения. При условии Р_1т > Р_113С свободного газа в пласте пет, и через горную породу фильтруется юлько нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 23) гидродинамически связан с обла­стью отбора нефти 1 и с областью питания 3, который может быть руслом реки и так далее.

i

Рис. 23. Схемы геологических условий существования естествен­ного водонапорного режима: 1 - нефтяной пласт, 2 - проницаемый коллектор, 3 - водоем, 4 - нефтяные скважины

В результате процессов горного образования пористый и проницаемый пласты (в случае рис. 23) имеют выход на днев­ную поверхность в районе русла 3, из которого происходит по­стоянная подпитка пласта водой (и соответственно пополнение энергией) при отборе нефти через скважины 4.

В подобных залежах пластовое давление обычно равно гид­ростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем выравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4—8% от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).

В.И. Кудниов. Основы нефтегазопромыслового дела

а VII. Ост

снеиия нефти водой п газом

При этом режиме, как правило, устанавливаются стабиль­ные во времени дсбиты жидкости из скважин, пластовое давле­ние и газовый фактор.

Постоянство газового фактора объясняется тем, что при /*_пл > Р_тс выделение газа в пласте не происходит и из каждой добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был раство­рен в пластовых условиях (рис. 24). Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро.

t

Рис. 24. Изменение во времени основных характеристик водона­порного режима: Р_П!]~ пластовое давление, Мпа; Q - дебит жидко­сти, т/с; Гф - газовый фактор м/т

При искусственном водонапорном режиме постоянный на­пор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины.

При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термоди­намических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с к - 1,5-1,6 па потери и поверхностных условиях и в пласте).

При жестконапорном режиме разработка залежи прекраща­ется, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.

Следует отметить, что полного вытеснения нефти, посту­пающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть, будет опережать нефть и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вяз­кость нефти, тем значительнее вязкостные свойства нефти н воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше нач­нется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению неф-теизвлечения из залежи. В случае когда в нефтяных скважинах будет добываться чистая вода, это не значит, что вся нефть вы­теснена.

В порах и микротрещинах останется неизвлеченная нефть. Одним из основных показателей эффективной разработки нефтя­ной залежи является коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотда­чи). Коэффициент нефтеизвлечения - это отношение извлеченно­го количества нефти из залежи к начальным запасам нефти. При водонапорном режиме (естественном и искусственном) ко­эффициент один из высоких. Из залежи может быть извлече­но 50-70% от начальных запасов, то есть К_п =0,5-0,7, а в неко­торых случаях и выше.

При упруговодопапорном режиме движущейся силой являет­ся упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.

4. Упруговодоняпорный режим

При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и может простираться от контура нефтеносности на десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном периоде раз­работки залежи идет значительное снижение пластового давле-

I).И. Кудилов. Основы нефтегаэопромы

о дел

я VII. Oci

вытеснения нефти подой и газог

ния и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорпом режиме газовый фактор ос­тается постоянным при условии, что пластовое давление снижа­ется не ниже давления насыщения.

При упруговодонапорпом режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упру­гим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое дав­ление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.

С целью недопущения перехода уируговодонапорного ре­жима в режим растворенного газа осуществляют переход на ис­кусственное воздействие на залежь путем поддержания пластово­го давления закачкой в залежь поды или иного агента воздейст­вия.

Необходимо отмстить, что при снижении пластового дав­ления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются. Так, объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000-1/2500 первона­чального объема, объем нефти при том же снижении давления в зависимости от насыщенности нефти газом увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем горной по­роды при снижении пластового давления па 1 Мпа - от 1/10000 до 1/50000 своей величины. Несмотря на то, что упругое рас­ширение водонапорной системы при снижении давления в пла­сте очетть мало, тем не менее оно играет значительную роль в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в про­цессе разработки залежи при упругом режиме принимают уча­стие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие нефтяную залежь.

Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значи­тельное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечепия при упруговодонапорном режиме может достигать больших зна­чений (ДГ„ =0.8).