Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 30Следующая ⇒

7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава УВ на возможный ход разработки.

В процессе разработки месторождений в пласте изменяется давление, температура, соотношение объемов нефти и газа, температура, что сопровождается переходом углеводородов из одной фазы в другую. В стволе скважины при передвижении нефти давление быстро меняется, из нефти выделяется большое количество газа и других компонентов (парафина, смол, серы и др.). Для дальнейшей транспортировки нефти к потребителю извлекают максимально возможное количество газовой фазы. Углеводородные газы изменяют объем в зависимости от температуры и давления, находясь в жидком, газовом или двухфазовом состоянии.

Фазовые превращения углеводородов представляются также в координатах «давление – температура». Для однокомпонентной системы кривая точек парообразования и конденсации сливаются, заканчиваясь критической точкой С. Эта точка характеризует наивысшие значения температуры и давления, при которых еще могут существовать две фазы одновременно. Анализируемая зависимость показывает, что одну фазу углеводорода можно перевести в другую, минуя двухфазное состояние, что иллюстрируется графиком (рис.7.1.) по линиям АВДЕF. От точки А газ нагревают до температуры точки В, увеличивают давление до точки Д, затем снижают температуру до точки Е и понижают давление до точки F. Так по указанной цепочке происходит непрерывное изменение свойств газа и вещество приобретает свойства жидкости. Если система многокомпонентная, то она подчинена более сложным зависимостям.

Рассмотрим рис.7.2. Линии АС₁ и ВС₂ - это кривые упругости паров соответственно более летучего и менее летучего компонентов смеси, оканчивающиеся критическими точками С₁ и С₂.

Рис.7.1. Диаграмма фазового состояния этана

На диаграмме изображены три области парожидкостного равновесия, соответствующие трем разным составам бинарной смеси. Если в смеси преобладает компонент 1, то зона двухфазного состояния находится внутри области, ограниченной линией А'С'В'. Здесь А'С' - кривая точек кипения, В'С' -кривая точек росы, С' - критическая точка, координаты которой равны критическим давлению и температуре заданной смеси.

Рис.7.2. Фазовая диаграмма " давление-температура" бинарной системы

При увеличении в составе смеси доли компонента 2 область двухфазного существования смещается вправо и расширяется. Ее максимальные размеры обычно достигаются при примерно равном (эквимолярном) содержании компонентов 1 и 2. Этому случаю соответствует изображенная на рис.7.2 область А" С" В" , где А" С" , В" С" – соответственно кривые точек кипения и росы; С" - критическая точка.

Преобладание в смеси компонента 2 приводит к тому, что область парожидкостного равновесия смещается ближе к кривой упругости паров этого компонента и сужается. Этому случаю на рис. 7.2 соответствует область А‴ С‴ В‴ , где кривые точек кипения и росы изображены линиями А‴ С‴ и В‴ С‴ , смыкающимися в критической точке С‴ .

Для любых составов бинарной системы справа от критической изотермы и вне области двухфазного равновесия смесь находится в газовом состоянии. Если температура ниже критической, то вне двухфазной области смесь находится в жидком состоянии.

В предельных случаях, когда доля одного из компонентов становится равной 1, область двухфазного существования переходит в кривую упругости паров этого компонента.

Пунктирная линия - огибающая критических точек бинарных смесей, начинающаяся в критической точке компонента 1 и оканчивающаяся в критической точке компонента 2. С увеличением содержания менее летучего компонента 2 критическая температура смеси непрерывно растет. Иначе ведет себя критическое давление. Оно вначале увеличивается, достигает максимума и затем снижается. Критическая температура смеси всегда больше Т_С1 и меньше Т_С2, а критическое давление смеси может значительно превышать критическое давление как 1 -го, так и 2-го компонентов.

Важное отличие двух- и многокомпонентных систем от чистых веществ заключается в том, что критические давление и температура смеси не являются одновременно максимальными значениями давления и температуры, при которых возможно сосуществование равновесных паровой и жидкой фаз. Это видно на примере фазовых диаграмм трех смесей разного состава (см. рис.7.2).

Максимальное давление, при котором для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия, называется криконденбарой. Максимальная температура, при которой для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия, называется крикондентермой.

В частном случае критическое давление может быть равно криконденбаре, но при этом критическая температура будет меньше крикондентермы (см. рис.7.2, критическая точка С" ).

Существование крикондентермы и криконденбары связано с обратными (ретроградными) явлениями в околокритической области. Рассмотрим эти явления на диаграммах " давление - температура" при фиксированном составе смеси. Зоны ретроградных явлений будут отличаться в зависимости от того, находится находится ли критическая точка слева или справа от точки на фазовой границе, соответствующей криконденбаре (рис.7.3). Критическая точка обозначена С, a G - точка, соответствующая криконденбаре.

Рис.7.3. Фазовая диаграмма «давление-температура» при

расположении критической точки левее (а) и правее (б) крикондентермы

Рис.7.3, а относится к случаю, когда критическая точка находится слева от точки G. Рассмотрим последовательно два процесса: 1) изобарическое изменение температуры при р_C < р < р_G и 2) изотермическое изменение давления при Т_С < Т < Т_М. Точка М соответствует крикондентерме.

1. Изобарическое изменение температуры при р_C < р < р_G. Пусть

р = р₁, и Т = Т_А (точка А). Смесь находится в жидком состоянии. Повышаем температуру. При достижении критической температуры Т_С смесь плавно, без образования поверхностей раздела, переходит из жидкого состояния в газовое. В точке D газовая фаза становится насыщенной, т.е. из нее выделяется первая капля жидкости. При дальнейшем повышении температуры протекает ретроградный процесс: конденсируется жидкая фаза, количество которой достигает максимума в точке Е. При увеличении температуры процесс становится прямым, жидкая фаза испаряется, и в точке F исчезает последняя капля.

Таким образом, на отрезке DE при повышении температуры происходит процесс ретроградной конденсации. При понижении температуры на этом отрезке происходит процесс ретроградного испарения жидкой фазы.

Чем ближе давление к критическому или к криконденбаре, тем короче интервал температур, на котором происходят ретроградные явления. Область ретроградных явлений при изобарическом изменении температуры находится внутри замкнутой кривой CEGDC.

2. Изотермическое изменение давление при Т_С < Т < Т_М. Пусть Т = Т₁ и смесь находится в однофазном газовом состоянии в точке Н. Снижаем давление. В точке L смесь становится насыщенной, из нее выделяется первая капля жидкости. При дальнейшем снижении давления происходит ретроградный процесс: конденсируется жидкая фаза, количество которой достигает максимума в точке S. При уменьшении давления процесс становится прямым; жидкая фаза испаряется и в точке J исчезает. Итак, на отрезке LS при снижении давления происходит процесс ретроградной конденсации. При повышении давления на этом отрезке происходит ретроградное испарение жидкой фазы.

Чем ближе температура к критической или к крикондентерме, тем короче интервал давлений, на котором происходят ретроградные явления. Область ретроградных явлений, наблюдающихся при изотермическом изменении давления, ограничена замкнутой кривой CDGLFMSC. Линия MSC называется кривой максимальной конденсации, так как для любой температуры Т_С < Т < Т_М максимальное количество жидкой фазы достигается при давлении, равном ординате соответствующей точки на линии MSC. Это давление называется давлением максимальной конденсации. Линия CDGLFM называется линией ретроградных точек росы. Граница двухфазной области, начинающаяся в точке М и уходящая вниз через точку J, называется линией прямых точек росы.

Таким образом, если критическая точка находится слева от точки G, то область ретроградных явлений, наблюдающихся при изобарическом изменении температуры, является частью более крупной области ретроградных явлений, которые происходят при изотермическом изменении давления.

Рис.7.3.б относится к случаю, когда критическая точка находится справа от точки G, соответствующей криконденбаре. Как и в рассмотренном выше случае (см.рис.7.3.а), процессы изобарического изменения температуры и изотермического изменения давления при определенных термобарических условиях сопровождаются ретроградными явлениями.

Они происходят соответственно в областях, ограниченных замкнутыми линиями CFGEC и CLMSC. Однако в отличие от случая, рассмотренного на рис.7.3. а, в данном случае области ретроградных явлений имеют только одну общую точку - критическую точку С и, кроме того, при изобарическом изменении температуры в области CFGEC (см. рис.7.3. б) происходят иные процессы, чем в области CDGEC на рис.7.3. а.

Рассмотрим процесс изобарического изменения температуры при р_С < р < р_G. Пусть р = р₁ и Т = Т_А (точка А). Смесь находится в жидком состоянии. Повышаем температуру. В точке D смесь становится насыщенной жидкой фазой, т.е. из нее выделяется первый пузырек пара. При дальнейшем повышении температуры протекает прямой процесс образования паровой фазы (кипение). Однако в точке Е доля паровой фазы достигает максимума, и при увеличении температуры ее количество монотонно уменьшается, т.е. происходит процесс ретроградной конденсации. В точке F паровая фаза исчезает, вся смесь снова (как в точке D) становится жидкой фазой. Дальнейший нагрев приводит к тому, что при критической температуре Т_С смесь плавно переходит из жидкого состояния в газовое без образования поверхностей раздела.

Итак, на отрезке EF при повышении температуры происходит ретроградная конденсация, а при понижении температуры – ретроградное испарение.

В области CLMSC при изотермическом изменении давления происходят ретроградные процессы, аналогичные описанным выше процессам в области CDGLFMSC (см.рис.7.3.а). Изотермическое уменьшение давления сопровождается процессом ретроградной конденсации, а увеличение давления - ретроградным испарением. Линия MSC - кривая максимальной конденсации, CLM - линия ретроградных точек росы, MJN и ее продолжение вниз - линия прямых точек росы.

В заключение обратим внимание на то, что понятия и явления, рассмотренные при описании фазовых диаграмм «давление – температура» бинарных смесей, остаются справедливыми и для многокомпонентных систем.

Фазовое состояние системы «нефть–газ». В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. С увеличением глубины залегания число месторождений с газоконденсатной шапкой увеличивается. С повышением давления при постоянной температуре газовая фаза обогащается компонентами нефти, плотность и молекулярная масса конденсата возрастают. С ростом температуры при постоянном давлении увеличивается содержание конденсата в газовой фазе. При одинаковых условиях в газовой фазе больше растворяется легких нефтей.

Растворимость газа в нефти зависит от его состава и природы, возрастая в последовательности метан – этан – этилен – пропан. Критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем газоконденсатных. На величину критических параметров влияет порода пласта в связи с адсорбцией асфальто-смолистых компонентов поверхностью твердой породы, что способствует обогащению жидкой фазы легкими фракциями. Остаточная вода способствует увеличению критического давления.

Для прогнозирования фазовых превращений углеводородов при эксплуатации месторождения используют приближенные методы расчета по закону Дальтона–Рауля:

, (7.1)

где: Р – давление смеси;

Х_i У_i – молярные концентрации компонентов в паровой и жидкой фазах;

Q_i – давление насыщенных паров компонентов смеси в чистом виде.

Константой фазового равновесия (коэффициентом распределения i-го компонента в паровую и жидкую фазы К_i) называется отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе У_i к молярной доли его в жидкой фазе Х_i:

, (7.2)

Константу равновесия определяют экспериментальным и расчетным путем. Экспериментально определить константы равновесия достаточно сложно. Расчетный метод состоит в применении уравнений состояния реальных газов, как отношение летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе:

, (7.3)

Каждый компонент имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице, при давлении насыщенных паров компонентов Q, равном общему давлению смеси Р(Q = Р), и в точке схождения давления (рис.7.4).

Рис.7.4. Константы равновесия при Т = 93, 3 ^оС для нефтей с низкой усадкой

Кажущееся давление схождения всех компонентов составляет 34, 5–35 МПа. Давление схождения зависит от температуры смеси. Если температура будет критической, то и давление схождения критическое. При эксплуатации месторождения состав смеси непрерывно меняется, поэтому константы фазового равновесия также меняются и их рассчитывают по уравнениям.

7.2 Режимы работы пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действием которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости

Энергия, заключенная как в самой нефтяной залежи, так и в окружающей ее водоносной части, начинает действовать только при эксплуатации нефтяного пласта.

При организованном отборе жидкости из пласта в районе эксплуатационных скважин происходит понижение пластового давления. Под влиянием образовавшегося перепада давления к забоям скважин из окружающих частей пласта начинает двигаться нефть с растворенным в ней газом. По мере развития процесса в движение приходят краевые воды или газовая шапка, если таковая имеется.

В других случаях по ряду причин продвижение краевых вод может быть затруднено, и в таком случае нефть движется к скважинам под действием энергии растворенного газа.

Таким образом, в зависимости от природных условий залегания нефти и в первую очередь от физических свойств коллекторов (степени их неоднородности), пластовой нефти и краевой воды, строения пласта на окружающих месторождение площадях, а также в зависимости от установленного в процессе эксплуатации уровня добычи нефти и распределения отбора на площади в пласте может получить преимущественное значение какая-то одна сила или совокупность нескольких сил движения.

Совокупность всех условий работы пласта принято называть режимом пласта. Режим пласта внешне проявляется в преимущественном действии одной из сил движения (движения краевых вод, расширении газовой шапки и т. д.), во взаимосвязи между суммарным дебитом пласта и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т. д.

Значительным фактором в проявлении режима пласта является характер изменения пластового давления, текущих дебитов нефти, газа и воды. Тесную связь с режимом пласта имеет конечная нефтеотдача. Следует особо отметить влияние темпа отбора и суммарного отбора жидкости на проявление режима пласта.

Так, при чрезмерно усиленном отборе жидкости из пласта краевые воды не восполняют отбор. В результате давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения. При этом из нефти выделяется растворенный газ, что существенно сказывается на механизме нефтеотдачи пласта.

В другом случае упругая энергия жидкости и породы может оказаться недостаточной для вытеснения нефти к скважинам при снижении пластового давления до давления насыщения. В этом случае при дальнейшем понижении пластового давления также начинает выделяться растворенный газ.

Регулируя текущий уровень отбора жидкости и распределение отбора по площади, можно задержать снижение давления и добиться несколько лучшей нефтеотдачи. Однако ограниченность энергии упругого расширения жидкости, породы или сжатого газа обусловливает пониженную нефтеотдачу даже при описанном регулировании отбора.

В связи с этим на пласт воздействуют не только путем отбора жидкости, но и путем ввода дополнительной энергии, т. е. закачивают в него воду или газ (воздух). Таким образом можно значительно улучшить механизм вытеснения нефти из пласта и основные факторы, характеризующие режим пласта. Пластовое давление может быть не только поддержано на одном уровне, но и повышено по сравнению с начальным пластовым давлением. В результате добыча нефти может быть также повышена. Одновременно будет предотвращено выделение газа из нефти, благодаря чему газовый фактор сохранится на первоначальном уровне.

В современной классификации различают следующие режимы для случая воздействия на пласт путем отбора жидкости: а) водонапорный режим; б) упругий, или упруго-водонапорный, режим; в) газонапорный режим, или режим газовой шапки; г) газовый режим, или режим растворенного газа; д) гравитационный режим (с преимущественным использованием силы тяжести).

Для случая ввода дополнительной энергии в пласт не было специальной попытки создания классификации режима пластов. Он получил название метода поддержания давления в пласте. Однако это название устарело, так как при вводе дополнительной энергии путем закачки воды в пласт пластовое давление не только поддерживается, но и во многих случаях делается выше начального.

Основное значение классификации режима пластов заключается в увязке ее с достигаемой конечной нефтеотдачей пластов. Как было изложено выше, конечная нефтеотдача при вводе в пласт дополнительной энергии тесно связана с механизмом вытеснения нефти из пор.

Целесообразно в основу классификации режима пластов при вводе в пласт дополнительной энергии положить механизм вытеснения нефти. При этом может быть предложена следующая классификация: а) режим вытеснения нефти водой; б) режим вытеснения газированной нефти водой; в) режим вытеснения нефти (газированной нефти) газом.

В эту классификацию могут быть органически включены случаи воздействия на пласт при новых методах разработки, в основу которых положено вытеснение нефти смешивающимися с ней жидкостями. При этом в классификацию могут быть включены: г) режим смешивающегося вытеснения нефти растворителями (сжиженными газами и другими растворителями); д) режим смешивающегося вытеснения нефти газом высокого давления.

Правильное и своевременное определение режима пласта имеет большое значение для разработки нефтяных месторождений, так как выбор целесообразной системы разработки, рационального размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, темпа разработки и режима работы отдельных скважин в значительной степени определяется режимом пласта. Конечная нефтеотдача пласта также находится в тесной связи с его режимом.

7.3 Классификация режимов

Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема водонефтяного контакта (ВНК) (рис.7.5 а).

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:

ü больших размерах законтурной области;

ü небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;

ü отсутствие тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;

ü низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

Рис.7.5 Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме: а — изменение объема залежи в процессе; б - динамика основных показателей разработки: 1 - интервалы перфорации; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач - начальное, ВНК_к - конечное; давление: Р_пл - пластовое, Р_нас - насыщение; годовые отборы: q_к - нефти, q_ж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти

Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис.7.5, б):

· тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

· практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

· достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, - до 8 – 10 % в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 – 90 % извлекаемых запасов нефти;

· извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор - ВНФ) может достигать 0, 5 – 1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0, 6 – 0, 7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (P_пл > P_нас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (7.4)

где: Δ V - приращение объема (за счет упругого расширения);

Δ p - приращение давления (понижение давления);

V - первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды ;

для нефти ;

для породы .

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

, (7.5)

где: V - объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта;

V_п, V_в, V_н - общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно;

β * - приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, α _в, α _н соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (7.5) записать

(7.6)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна) (рис.7.6).

Рис.7.6. Изменение во времени безразмерного средне-

интегрального пластового давления при упругом режиме

При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т.е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора закон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

§ залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

§ обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

§ наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

§ превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Р_пл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные с ними процессы играют незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.

Упруговодонапорный режим

Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:

Ø большой удаленности от нее;

Ø пониженной проницаемости;

Ø значительной неоднородности пласта;

Ø повышенной вязкости нефти;

Ø больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (смотри рис.7.5.а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис.7.7.) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Рис.7.7. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

давление: Р_пл- пластовое, Р_нас - насыщение; годовые отборы: q_к - нефти, q_ж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи, темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 7 % в год от НИЗ (см. рис.7.7). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 – 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Газонапорный режим

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:

ü наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;

ü значительная высота нефтяной части залежи;

ü высокая проницаемость пласта по вертикали;

ü малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа× с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рис.7.8).

Рис.7.8. Пример нефтяной залежи при природном газонапорном режиме

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис.7.9.). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0, 4.

Рис.7.9. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме: давление: Р_пл - пластовое, Р_нас - насыщение; годовые отборы: q_к- нефти, q_ж - жидкость; В - обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти

⇐ Предыдущая 8 9 10 11 121314 15 16 17 Следующая ⇒