Динамика показателей разработки

1. Рпл - медленно снижается с течением времени разработки залежи. Интенсивность его падения определяется размерами законтурной зоны; чем меньше площадь законтурной зоны, тем быстрее снижается давление. По мере расширения области снижения давления, темп его снижения замедляется. На рис. 2 показаны зависимости Р пл от Qж с разными размерами законтурной области.

1-большие размеры законтурной области, участвующие в отборе; 2 -небольшие (например, за счет снижения проницаемости коллекторов в законтурной зоне); 3-законтурная область практически отсутствует

Рис. 2 График зависимости Рпл от Qж

Рис. 3. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

2. Рнас. - как и для предыдущего режима остается намного меньше пластового, что позволяет вести разработку на 1 и 2 стадиях без системы ППД. Рнас << Рпл.

3. Qн- изменяется по стадиям. Темп добычи 5-7% от НИЗ. К концу основного периода разработки обычно отбирается до 50% запасов залежи.

4. В%- д обыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением в сравнении с водонапорным режимом.Рост обводнённости начинается уже с 1 стадии. Величина водонефтяного фактора (отношение добытой нефти к добытой воде) достигает 2-3.

5.Qж – изменяется в соответствии с Qн и В%. Безводная нефть добывается только в начале 1 стадии, а начиная со 2-ой Qж превышает Qн.

6.G – остается постоянным, т.к. на протяжении всего периода разработки Рпл не падает ниже Рнас и, следовательно, весь газ находится в нефти в растворенном состоянии.

7. КИН - составляет 0,5-0,55, т.е. при разработке залежей на данном природном режиме, из них может быть извлечено до 50-55% УВ.

Режим менее эффективен, за исключением первой стадии. В дальнейшем необходимо искусственное воздействие на пласт, для поддержания достаточной величины пластового давления.

ГАЗОНАПОРНЫЙ ИЛИ РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ

Режим формируется как правило в нефтяных залежах с газовой шапкой. Основной вид энергии – напор газа, находящегося в газовой шапке, под действием которого происходит вытеснение нефти из нефтяной части газонефтяной залежи. При отборе нефти из пласта происходит снижение Рпл, что вызывает расширение газа в газовой шапке и, как следствие, перемещение ГНК вниз. Расширившийся газ перемещает нефть в пониженные участки пласта – к забоям скважин, таким образом, идет разработка нефтяной части залежи. При дальнейшем отборе и приближении ГНК к интервалам перфорации в скважине могут происходить прорывы газа в нефтяную часть, что сопровождается резким увеличением газового фактора – G. В дальнейшем, эти скважины начинают фонтанировать чистым газом, а запасы нефти в этой части пласта останутся неизвлеченными. В скважинах расположенных на значительном удалении от газовой шапки, G – наоборот, с течением времени может снижаться, т.к., часть газа, растворенного в нефти при снижении Рпл до Рнас и ниже, переходит в свободное состояние и мигрирует в повышенные участки пласта – в газовую шапку, а попутный газ обогащается все более тяжелыми УВ.

Геологические условия проявления режима

1. Режим проявляется в залежах закрытого типа, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью.

2. Наличие в залежи газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти.

3. Значительная высота нефтяной части залежи.

4. Высокая вертикальная проницаемость коллектора

5. Малая вязкость нефтей (m=до 3 мПа*с).

6. Крутые углы наклона продуктивных слабопроницаемых пластов.

Ниже на рис. 4 приведены показатели разработки и изменение объема залежи.

Рис. 4. а) изменение объема залежи в процессе разработки; б) динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при газонапорном режиме. 1 – газ, 2-запечатывающий слой на границе ВНК_нач , положение ГНК: ГНК_нач – начальный, ГНК_тек – текущий, ГНК_к - конечный.

Динамика основных показателей разработки

1. Рпл – постоянно снижается. Темпы падения давления в залежи определяются соотношением объемов нефтяной и газовой частей пласта и величиной отбора нефти.

2. Рнас. ­– равно пластовому вначале разработки, а затем падает ниже этой величины и продолжает снижаться до конца разработки залежи (поэтому для разработки залежи требуется система ППД).

3. G – в период нарастающей добычи остается постоянным, но по мере отбора нефти и перемещения ГНК вниз начинает увеличиваться, что приводит к падению темпов добычи нефти.

4. Qн – растет при постоянном газовом факторе. Темпы годовой добычи могут быть достаточно высоки (до 8% от НИЗ). После снижения Рпл до Рнас, добыча нефти начинает уменьшаться, а газовый фактор, напротив, увеличиваться.

5. В%, Qж – добыча нефти не сопровождается добычей попутной воды.

6. КИН – составляет 0,4.

Для обеспечения наиболее полной выработки запасов залежи, работающей на режиме газовой шапки, необходим ввод дополнительных видов энергии, т.е. применение искусственного заводнения пластов (системы ППД).

РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Режим проявляется в изолированных нефтяных залежах, не испытывающих влияние законтурной области, при условии, что в нефти растворено большое количество газа. Основной вид энергии – напор газа, выделяющегося из нефти в окклюдированное (свободное) состояние в результате снижения пластового давления в залежи ниже давления насыщения в процессе разработки. Выделяющийся из нефти газ, расширяясь, вытесняет нефть из пор и движет ее к интервалам перфорации скважин. Отбор нефти в таких залежах не компенсируется продвижением законтурных вод, так как залежь гидродинамически замкнута. Поскольку объем залежи остается неизменным, то происходит постепенное уменьшение нефтенасыщенности пласта.

Геологические условия проявления режима

1. Отсутствие гидродинамической связи залежи с законтурной областью.

2. Значительное газосодержание нефти.

3. Низкая величина начального пластового давления, близкого к давлению насыщения.

Динамика основных показателей разработки

1. Рпл в залежи интенсивно снижается вследствие отбора жидкости из пласта, поэтому разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением в залежи увеличивается (рис.5).

Рис. 5. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

2. G – промысловый газовый фактор в начале разработки увеличивается незначительно. Далее с увеличением количества выделившегося из нефти растворенного газа (до 7%), величина газового фактора резко возрастает до значений в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. (Это происходит потому, что снижается фазовая проницаемость коллектора для нефти и увеличивается для газа.) Затем, вследствие полной дегазации нефти происходит закономерное снижение газового фактора.

3.Qн – после достижения максимального уровня (на II стадии) начинает уменьшаться. Падение добычи нефти происходит в связи с дегазацией нефти и потерей ее подвижности после резкого увеличения газового фактора.

4.В% и Qж – добыча нефти практически не сопровождается добычей попутной воды, так как залежь гидродинамически замкнута.

5.КИН – составляет 0,2-0,3 (а при небольшом газосодержании нефти, еще меньше – 0,1-015).

Залежи, обладающие таким природным режимом, как правило, разрабатываются с применением системы ППД.

Гравитационный режим

Как правило, данный режим возникает на последней стадии разработки залежей нефти, эксплуатировавшихся первоначально на природном режиме растворенного газа, т.е. после полной дегазации нефти. При этом режиме нефть перемещается в пласте вниз по его падению под действием собственной силы тяжести. Случаи проявления гравитационного режима с начала разработки достаточно редки и возможны при небольших глубинах залегания. Темпы отбора нефти при таком режиме очень низки и составляют 1-2% в год.

Существует 2 разновидности проявления режима:

Напорно–гравитационный: для которого характерно: высокопроницаемые и крутопадающие пласты-коллекторы. Нефть перемещается вниз по падению пласта и скапливается в наиболее погруженных его частях. При этом дебит скважин возрастает с понижением гипсометрических интервалов вскрытия пласта, т.е. чем ниже отметки, на которых вскрывается пласт, тем больше дебит нефти в скважинах.

Гравитационный со свободным зеркалом нефти: для которого характерно наличие пологозалегающих продуктивных пластов, обладающих пониженными коллекторскими свойствами. Уровень нефти находится ниже кровли пласта, дебиты скважин очень низкие, но продолжительность их работы велика.

Геологические условия проявления гравитационного режима

1. Значительная высота залежи.

2. Полная изоляция залежи от водоносной части.

3. Отсутствие в залежи свободного или растворенного газа.

Динамика показателей разработки при гравитационном режиме

1. Среднегодовой отбор имеет низкие темпы и составляет 1-2% от начальных извлекаемых запасов (рис.6).

Рис. 6. Пример разработки нефтяной залежи на природном гравитационном режиме. 1,2 и 3 – последовательные границы уменьшения нефтенасыщенности пласта.

2. Сила тяжести в пласте действует очень медленно, но в течение длительного времени; может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти до 0,5 (с учетом Кизвл. при режиме растворенного газа).

3. Пластовое давление очень маленькое и составляет десятые доли мегапаскаля (0,1-0,9 МПа), газосодержание очень низкое (1-5м³/м³ нефти).

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Дата добавления: 2015-07-08