Тема 2.2. Режимы работы залежей углеводородов

Задачей технологии добычи нефти как прикладной науки является получение максимальной нефтеотдачи пласта при минимальных затратах. Для решения этой задачи необходимо с возможно большей точностью установить следующие параметры: геометрию и физические размеры залежи; начальное содержание флюидов; пористость и проницаемость пород коллектора, состав нефти; пластовое давление и температуру; давление насыщения нефти газом; характеристику подстилающих водоносных горизонтов.

Процесс добычи нефти и газа включает в себя три этапа. Первый-это движение нефти и газа в пределах пласта к скважинам под действием разности давлений в пласте и на забое скважины. Этот этап называется разработкой месторождения. Второй этап- движение нефти и газа к дневной поверхности от забоя скважины до устья. Этот этап называется эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап-сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе третьего этапа нефть, попутный газ и вода отделяются друг от друга, после чего пластовая вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, сероводород, углекислый газ и механические примеси.

Тип залежи зависит от пластового давления, температуры и компонентного состава углеводородов, который постоянно меняется в процессе разработки, что может привести к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежи. Существует следующая классификация залежей:

-газовые (Г)- состоят в основном из метана;

-нфтяные (Н)- нефть с содержанием растворенного газа менее 200 м³/м³;

-нефтегазовые (НГ)- газовые с нефтяной оторочкой,запасы свободного газа превышают запасы нефти;

-газонефтяные (ГН)- нефтяные с газовой шапкой,запасы нефти превышают запасы газа;

- газоконденсатные (ГК)- в зависимости от содержания конденсата -20 г/ м³; среднеконденсатные от 20 до 100 г /м ³; высококонденсатные-более 100 г/м^3;

- нефтегазоконденсатные (НГК) –запасы свободного газа и конденсата превышают запасы нефти;

- газоконденсатонефтяные (ГКН)-нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой;.

Разработка месторождений- это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважины. В этот комплекс входит порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию. Установление и поддержание режима их работы.

С учетом перечисленных параметров составляется предварительная программа разработки залежей, которая включает в себя количество скважин и их размещение; способ вскрытия нефтяного пласта; установление величины отбора нефти игаза для каждой скважины и залежи в целом. Необходимость закачки воды или газа в пласт с целью поддержания давления выявляется, исходя из данных промысловых наблюдений.

Существуют следующие виды энергии, за счет которых осуществляется добыча нефти и подъем ее на поверхность:

-потенциальная гидростатическая энергия;

- потенциальная энергия сжатого газа;

-потенциальная упругая энергия жидкостей и горных пород;

-энергия, привнесенная в скважину извне.

Первые три вида энергии являются природными и используются, когда их величина достаточна для разработки залежей. В этом случае залежь разрабатывается без поддержания пластового давления (ППД).

В случае, когда собственной энергии пласта недостаточно, осуществляется закачка технологической жидкости, которая пополняет потенциальную энергию пласта. При закачке высокосжимаемых сред (природного газа, диоксида углерода, воздуха) увеличивается как гидростатическая энергия, так и энергия расширяющегося газа.

Четвертый вид энергии является искусственным. В разрезе многих добывающих скважин существуют высоконапорные пласты. Энергия этих пластов-доноров с помощью специальных технических средств может быть направлена на добычу нефти из продуктивного горизонта. В этом случае привнесенная энергия является природной.

Контакты воды-нефть и газ-нефть в залежах не бывают представленными строго геометрической плоскостью вследствии проявления капиллярных эффектов и изменчивости проницаемости пласта.

Отобранные из продуктивного пласта нефть и газ должны быть замещены соответствующими объемами какой-либо жидкости в результате:

-расширения остаточной нефти или воды внутри нефтяного пласта;

-образования фазы свободного газа;

-расширения существующей фазы свободного газа;

-внедрение воды в нефтяную зону извне.

Энергия растворенного в нефти газа проявляется в том, чтов области пониженного давления газ освобождается из раствора. Вследствие расширения объема газовой фазы происходит выталкивание равноценного объема нефти в сторону скважин.

Большая часть месторождений ограничена водоносными пластами и представляет с ним единую гидродинамическую систему (рис. 12). Если нефтеносный пласт имеет крутое падение, то плоскость контакта нефти с водой имеет ограниченные размеры. В пологих пластах плоскость контакта вода-нефть может быть значительной по размерам. Если нефть испытывает напор со стороны подстилающих подвижных вод, то в процессе разработки залежи вода затапливает нефтяной пласт, замещая отбор нефти. Если вся добыча нефти получается за счет напора подошвенной пластовой воды, то давление в процессе разработки пласта остается однородным.

Рисунок 12.

В случаях, когда основой механизма нефтеотдачи является водонапорный режим, давление пласта становится чувствительным к изменению темпа отбора нефти. При возрастающем темпе отбора нефти механизм вытеснения нефти водой из пласта, в конечном счете, перестает действовать.

При затоплении части нефтяного горизонта может появиться закономерный приток воды в эксплуатационные скважины. Появление воды в скважинах может явиться результатом высоких скоростей отбора и образования конуса подошвенной пластовой воды.

В какой степени вода при свеем поступлении в нефтяной пласт замещает отбираемый объем нефти и газа и задерживает падение пластового давления,- зависит от темпов отбора нефти и газа. Эти темпы определяют какой из двух механизмов нефтеотдачи будет доминирующим: вытеснение водой или газом газовой шапки. Один и тот же пласт может отдавать нефть либо за счет расходования газа, либо за счет внедрения воды, либо за счет совместного действия этих механизмов.

Источником необходимой энергии может явиться напор краевых или подошвенных вод (рис. 12.а). Запасы этой энергии постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Отличительной особенностью водонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно сокращается. Когда краевые воды достигают забоя, эксплуатация скважины прекращается. При водонапорном режиме работы обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта- до 0,8.

Во всех месторождениях пластовые нефти содержат растворенный газ. Во многих пластах содержится больше газа, чем его может раствориться в нефти приначальном пластовом давлении. Тогда избыток газа залегает поверх нефтенасыщенного горизонта в газовой шапке.

Иногда нефть может быть насыщена газом без образования газовой шапки. В некоторых случаях давление насыщения может быть достаточно низким (например, 1,0 МПа) при большом начальном пластовом давлении. В таких условиях разработки залежи энергия растворенного газа не проявляется до тех пор, пока пластовое давление не упадет до точки насыщения.

Пластовое давление в месторождениях с газовым режимом по мере отбора жидкости непрерывно снижается. Истощение никогда не бывает однородным по всему продуктивному пласту- обычно конечное нефтенасыщение меньше в проницаемых пластах. В последнее время получило распространение обратное нагнетание газа в пласт.

Источником вытеснения нефти на поверхность может являться давление газа, сжатого в газовой шапке (рис. 12.б). В месторождениях работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти сопровождается гравитационными эффектами. Выделяющийся из нефти газ мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа в забой нефтяной скважины, после чего эксплуатация прекращается. Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме составляет 0,4-0,6.

В режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление растворенного в нефти газа. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояние переходит в свободное состояние. Пузырьки газа, расширяясь, выталкивают нефть к забою скважины. Коэффициент нефтеотдачи в этом режиме самый низкий -0,15-0,3.

Кроме названных режимов источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых под действием горного давления. Если пласт изолирован от водоносных пластов сбросами, то процесс нефтеотдачи может происходить или за счет энергии растворенного газа, или энергии расширяющейся газовой шапки.

Общая площадь окаймляющей водной части пластов может намного (в 10-100 раз) превышать площадь нефтяной залежи. В таких случаях объем упругого расширения воды может превышать первоначальный оббьем пластовой нефти.

Энергия упругого расширения воды в примыкающих пластах передается в нефтяной пласт и вытесняет соответствующий объем нефти. Упругое расширение нефти и воды может являться главным движущим фактором притока в скважину только на раннем этапе разработки месторождений. Сжимаемость пласта, нефти и воды может обеспечить извлечение нефти до 5% от ее начального объема в залежи.

Фильтрационный поток может смещать конфигурацию залежи. При малых скоростях деформируется только водонефтяной контакт.При скорости фильтрации воды более 2 м/год газовая и нефтяная залежи становятся обособленными за счет смещения потоком пластовой воды.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению препятствует много факторов: силы трения; силы адгезии и поверхностного натяжения. Основная доля пластовой энергии расходуется именно на преодоление именно этих сил, возникающих при течении флюидов. В поровом пространстве скорость частиц жидкостей и газов, проходящих через сужения и расширения поровых каналов, многократно увеличивается и уменьшается, что является причиной возникновения сил инерции. Определенная часть пластовой энергии расходуется на поддержание движения флюидов в стволе скважины и по внутрипромысловым коммуникациям в период фонтанной эксплуатации скважин.