Типовые схемы и моделирование пластовых водонапорных систем

Комплекс гидродинамических задач разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной мере определяется естественными и искусственными режимами нефтегазоводносных пластов и создающимися при этом механизмом и характером фильтрационных течений пластовых флюидов.

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет напора поступающей в газовую залежь воды.

При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени.

Наибольшая отдача нефти из пласта и наиболее выгодные условия эксплуатации скважин получаются в условиях водонапорного режима. Поэтому при разработке нефтяных месторождений всегда стараются поддержать, восстановить или искусственно создать условия водонапорного режима (путем закачки в пласт газа, воздуха или воды).

Упругий режим, при котором существенное влияние на поведение пласта и скважин в процессе их эксплуатации оказывает объемная упругость не только газа, но нефти, воды и самого пласта.

Газонапорный режим, если нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки;

В условиях чисто газонапорного режима, в процессе отбора из месторождения нефти и воды, контур газоносности непрерывно расширяется. Наличие газовой шапки указывает на то, что начальное пластовое давление (не во всем пласте) на газонефтяном контакте меньше давления насыщения. Однако в точке В (на крыле) начальное пластовое давление может быть выше давления насыщения. Если провести скважину в точку В и снизить давление на ее забое, то может быть, что забойное давление все же выше давления насыщения и газ в точке В и окрестностях забоя не будет выделяться из раствора. Однако падение давления распространится вверх по восстан. пласта и в тех точках, где начальное пластовое давление ниже давления насыщения, малейшее снижения пластового давления вызовет выделение пузырьков газа из раствора.

При разработке чисто газового месторождения или при отборе газа из газовой залежи, подстилаемой нефтью и водой, но при отсутствии существенного продвижения воды и нефти (например, в условиях замкнутого подземного резервуара, когда нет связи с областью питания) также можно говорить о газонапорном или газовом режиме пласта.

3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости» или режимом «окклюдированного газа» (ведь растворенный в нефти газ существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов);

4) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды.

а) в нефтеносном пласте имеется свободное зеркало нефти или в водоносном пласте — свободное зеркало воды («воды со свободной поверхностью»); давление на свободном зеркаленефти или воды равно атмосферному. Статический уровень жидкостив скважине расположен ниже кровли пласта (или непроницаемая кровля совершенно отсутствует для первых сверху водоносных пластов).

При снижении уровня в скважине жидкость движется к ней по пластупод действием собственной силы тяжести; все точки свободного зеркаланефти или воды вокруг скважины расположены выше динамическогоуровня жидкости в скважине;

б) нефть и вода залегают в крутопоставленном пласте, пласт снизу выклинивается и связь с областью питания снизу отсутствует. Жидкость притекает к скважинам под действием силы тяжести; статическое давление на забое скважины определяется высотой, на которую простирается залежь вверх по восстанию пласта. Статический уровень жидкости в скважине расположен выше отметок кровли пласта в окрестности скважины.

В первом случае режим пласта может быть назван «гравитационным со свободным зеркалом жидкости»; во втором случае — «напорно-гравитационным».

Этот режим самостоятельно не следует выделять; наоборот, нужно считать, что он может сопутствовать каждому из четырех перечисленных выше типов режимов. В зависимости от величины общего объема пор, занятых водой и нефтью, от степени замкнутости пласта, от общего объема пласта и величины начального пластового давления (чем больше упомянутые объемы и чем больше начальное пластовое давление, тем большее влияние оказывают упругость нефти и воды и сжимаемость самого пласта) всегда можно оговорить: будет ли один из перечисленных выше режимов представлен в чистом виде или будет осложнен проявлениями упругого режима. При наличии соответствующей оговорки можно, например, называть режим водонапорным и при этом учитывать упругость воды, нефти и пласта, но можно соответствующий режим называть упруго-водонапорным.

При разработке конкретного нефтяного или газового месторождения могут проявляться различные виды энергии пласта и насыщающих его жидкостей и в разных соотношениях. В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,- за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа.

Пласты, разрабатывающиеся в условиях водонапорного режима, чаще всего представляют собой подземные естественные резервуары «открытого типа» (имеющие связь с областью питания).

Наоборот, режим растворенного газа и газонапорный характерны обычно для подземных резервуаров, «закрытого типа» (не имеющие связи с областью питания).

В естественных подземных резервуарах открытого типа различают область питания, область напора и область естественного стока; все три области, вместе взятые, составляют так называемую пластовую водонапорную систему.

В области питания — в местах выхода пласта на дневную поверхность - в пласт просачиваются (инфильтруются) речные и ледниковые воды, а также воды атмосферных осадков. В проточных артезианских пластах обязательно должна существовать и область естественного стока, где артезианские воды выходят на дневную поверхность в виде источников или где они смешиваются с водами вышележащего горизонта. В неподвижных артезианских бассейнах область стока отсутствует — пласт либо выклинивается, либо ограничивается сбросом или поверхностью несогласного налегания, либо, наконец, область питания охватывает пласт со всех сторон (например, чашеобразная мульда). Пластовые водонапорные системы могут пополняться водами и через тектонические трещины (иногда глубинными водами) и частично через плохо проницаемые кровлю или подошву пласта. Часто разработка залежи нефти и газа протекает в условиях режима растворенного газа или газонапорного режима даже тогда, когда нефть и газ подпираются краевой и подошвенной водой и связь с областью питания пласта не нарушена, т.е. когда газ, нефть и вода залегают в естественных подземных резервуарах открытого типа. В этих случаях водонапорный режим может нарушиться (во всей залежи или частично) по следующим, например, причинам: проницаемость пласта плохая, начальное пластовое давление лишь немного превышает давление насыщения, темпы отбора нефти несоразмерно велики и т. д.

Если в пласте, изображенном в разрезе на рис. 4, имеются только что перечисленные условия, то при разработке залежи нефти NLMTRFQ будут наиболее характерны либо признаки газонапорного режима, либо режима растворенного газа. Если бы ниже линий AD и ЕС пласт выклинивался и не имел связи с областью питания — закрытый подземный резервуар — и если бы, кроме того, газовой шапки в пласте не было (нефть занимала бы всю область NBTRFQ), то разработка залежи нефти протекала бы в условиях явно выраженного режима растворенного газа. Допустим далее, что пласт ниже линий AD и ЕС выклинивается и не имеет связи с областью питания, но в отличие от предыдущего случая предположим, что газ из газовой шапки выпущен (в процессе эксплуатации газовой залежи LBM); давление в области LBM равно или близко к атмосферному. В таком случае скв. №1, пересекающая зеркало нефти LM, будет работать в условиях гравитационного режима со свободной поверхностью жидкости (нефти); скважина же №2, пересекающая кровлю в точке W ниже уровня LM, будет работать в условиях напорно-гравитационного режима.

Наконец, предположим, что газовой шапки в месторождении нет, хорошо проницаемый пласт со стороны ЕС выклинивается, а со стороны AD простирается до области питания, причем отметка зеркала воды в области питания (на выходах пласта) значительно выше отметки точки перегиба В кровле пласта. В таком случае залежь нефти NBTRFQ будет находиться в условиях явно выраженного водонапорного или, точнее сказать, упруго-водонапорного режима.

Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима - газовый и водонапорный.