Природные режимы залежей нефти и газа

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение флюидов из пласта. Вытеснение происходит под действием природных сил. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под действием водонапорной системы. Под влиянием энергии этой системы в период формирования залежи происходит формирование и накопление других источников пластовой энергии. Определенный объем углеводородов растворяется в нефти, а излишний объем скапливается в виде газовой шапки перетерпев сжатие. Таким образом, энергия, поглощенная при растворении и сжатии газа представляет запас потенциальной энергии.

Подобным же образом скелет породы, вследствие объемной упругости, под воздействием давления претерпевает изменения, накапливая энергию водонапорной системы. Эта энергия сжимается под действием собственного веса, поглощая при этом немалую часть водонапорной системы.

Таким образом, источниками пластовой энергии являются:

- силы, вызываемые напором краевых и подошвенных вод;

- упругие силы нефти, воды и породы;

- силы расширяющегося сжатого свободного газа;

- силы расширяющегося растворенного в нефти газа;

- сила тяжести.

Проявление этих сил обусловлено характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами пласта, составом и соотношением флюидов, удаленностью ее от области питания, условиями разработки.

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа происходит под действием одного или нескольких источников пластовой энергии. Продолжительность каждого этапа зависит от запасов пластовой энергии. Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ к забоям называется режимом залежи. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов, пластовых давлений, газовых факторов и по продвижению краевых вод. Название режимам дают по характеру названий основных периодов.

От природного режима зависят темпы падения пластового давления при разработке залежей, а следовательно, ее энергетический запас на каждом новом этапе разработки, а также поведение границ залежи (ВНК, ГНК, ГВК) и изменения объема залежи по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сетки и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также в выборе комплекса промысловых исследований и контроля за разработкой.

Водонапорный (жестководонапорный) режим.

Основным источником пластовой энергии является напор краевых вод. Эти воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта нефти. Постоянство напора зависит от хорошей сообщаемости между залежью и областью питания, проницаемости коллекторов. Основным показателем, который определяет изменение пластового давления является темп отбора нефти. В период работы залежи на водонапорном режиме давление удерживается в одном и том же положении. Под действием напора краевых и подошвенных вод происходят постепенные перемещения контура нефтеносности, для него в целом характерен высокий конечный коэффициент нефтеотдачи.

При эксплуатации скважин с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления. Затем спад стабилизируется, но при условии сохранения постоянства отбора. Стабилизация давления является доказательством установившегося водонапорного режима. Если темпы отбора растут, пластовое давление падает, то это приводит к переходу к режиму растворенного газа. Если падение давления идет медленно, то сохраняются дебиты скважин на одном уровне, постоянным остается газовый фактор.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам. Для водонапорного режима характерно:

1. тесная связь динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта - снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового при полном прекращении отбора жидкости из залежи;

2. практически неизменные на протяжении всего периода разработки газовые факторы;

3. высокий темп годовой добычи нефти во второй стадии разработки (отбор нефти 4 - 8% в год);

4. извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти значительного количества попутной воды.

5. Высокий достигаемый КИН.

Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи нефти в терригенных отложениях Чечено-Ингушетии, в девоне и карбоне Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей, но этих залежей не много.

Упруговодонапорный режим.

Движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней.

Характерным признаком является:

- значительное падение давления в течении начального периода. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления снижается, но само падение продолжается. Это объясняется тем, что с течением времени зона пониженного давления охватывает все меньшие площади.

- дебиты падают сначала резко, потом более умеренно (это при условии постоянного давления на забое).

- газовый фактор остается постоянным до тех пор, пока давление не упадет ниже давления насыщения.

Упругие свойства пласта проявляются в том, что всякое изменение давления передается по пласту с некоторой скоростью, которая выражается через коэффициент пьезопроводности, который зависит от физических свойств жидкости и пласта: Н=

m - вязкость, k - коэффициент проницаемости, m - пористость,

b_ж - коэффициент сжимаемости жидкости, b_n - коэффициент сжимаемости пород, b_х - коэффициент упругости пласта.

Отличительные особенности режима:

1) темп добычи нефти во второй стадии разработки обычно не превышает 5-7% в год;

2) добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме;

3) значения конечного КИН не превышают 0,5-0,55.

Залежи с подобным режимом имеют место на Северном Кавказе, в Восточной Украине.

Газонапорный режим

Это режим газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения обычно близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки в пласте начинается выделение из нефти растворенного газа.

Необходимыми геологическими условиями проявления газонапорного режима являются:

1) наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти,

2) значительная высота нефтяной части залежи,

3) высокая проницаемость пласта по вертикали,

4) малая вязкость нефти.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. КИН при этом режиме не превышает 0,4-0,5, что объясняется пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с водой. В чистом виде газонапорный режим отмечается на месторождениях Азербайджана, Западной Украины, Краснодарском крае.

Режим растворенного газа.

Это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ расширяясь вытесняет нефть к скважинам. Режим проявляется при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения при повышенном газосодержании в пластовой нефти.

При режиме растворенного газа пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Газовый фактор первоначально остается постоянным, а в последующем снижается, что приводит к дегазации нефти, существенно повышает ее вязкость.

Вторая стадия разработки кратковременна - не превышает 1 года. Для данного режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно. Конечный КИН не превышает 0,2-0,3.

Месторождения с подобным режимом отмечаются в целом ряде регионов Азербайджана, Северного Кавказа, Западной Украины, Сахалина.

Гравитационный режим.

При этом режиме нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими видами залежь не обладает. Режим может быть природным - в залежах, расположенных на малых глубинах, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи, дебит присводных скважин понижается, сокращается объем залежи. При гравитационном режиме нефть отбирается очень низкими темпами - 1-2% в год. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении длительного промежутка времени может быть достигнут высокий конечный КНО (0,5-0,6). Данный режим используется при разработке залежей в Азербайджане, Западной Украине и на Сахалине.

Особенности режимов газовых и газоконденсатных залежей.

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи. В процессе разработки при данном режиме ГВК занимает стационарное положение, т.е. объем залежи практически не меняется. Пластовое давление залежи в процессе разработки постоянно снижается. Удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - до 8-10%. При газовом режиме значительного поступления попутной воды в скважины не происходит. Значения КИН высокие - 0,9-0,97. Режим характерен для многих крупных газовых и газоконденсатных месторождений.

Упруговодонапорный режим применительно к газовым залежам отмечается тогда, когда в процессе разработки залежи наблюдается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. Действие режима сопровождается постепенным обводнением скважин, в связи с чем они рано выходят из эксплуатации. Значения КИН ниже, чем при газовом режиме работы (0,5-0,95 в зависимости от степени сложности продуктивных коллекторов).

Смешанные природные режимы залежей.

Чаще всего режимы работы залежей встречаются в различных сочетаниях. В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодонапорный режим газовых залежей - это по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и энергии газов на разных этапах разработки. На залежах с пониженной проницаемостью пластов в начальный период может действовать газовый режим, а действие напора вод проявится лишь после существенного снижения пластового давления в залежи, причем по мере снижения давления оно может возрастать.

В процессе разработки залежей может происходить изменение их режима. Так в нефтяных залежах упруговодонапорный режим действует лишь при отборе 5-10% НИЗ, после чего начинает действовать режим растворенного газа (девонские залежи нефти Поволжья).

В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно упруговодонапорным режимом. На большинстве м/р применяют искусственные методы воздействия на пласт. Поэтому природный режим должен быть определен уже ко времени составления проектных документов на разработку для обоснования ее системы. Но как правило, к этому времени еще нет достаточных данных для определения природного режима залежи. Поэтому используют косвенные методы на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы, а также необходим ввод нефтяной залежи в пробную непродолжительную эксплуатацию с организацией постоянного контроля за изменением пластового давления, положения ВНК, величины газового фактора, обводненности скважин, их продуктивности.

Дата добавления: 2015-07-15