Режимы нефтяных залежей

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа осуще­ствляется под преимущественным воздействием одного, иногда нескольких источников пластовой энергии.

S* 227

Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт, называется режимом залежи.

О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов скважин, пластовых давлений, газовых факторов и по продвиже­нию краевых вод.

Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период эксплуатации. В соответствии с этим выделяют следующие есте­ственные режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруго-водонапорный, режим растворенного газа, газонапорный (или режим газовой шапки) и гравитационный.

Кроме перечисленных режимов в залежах могут проявляться смешанные режимы, возникающие при одновременном действии двух или нескольких источников пластовой энергии.

Распознавание режима работы залежи на ранней стадии позво­ляет более обоснованно проектировать рациональную систему разработки залежи, обеспечивающую максимальное извлечение нефти и газа из недр.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме является напор краевых (подошвенных) вод. Краевые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта нефти. Тем самым в пласте поддерживается давление.

Постоянство напора краевых вод зависит от ряда геологиче­ских и гидрогеологических факторов, к которым относят близкое расположение залежи к области питания, хорошую сообщаемость между залежью и областью питания с высоким расходом поверх­ностных и атмосферных вод и большую разницу между их гипсо­метрическими уровнями. Быстрая передача давления от контакта нефти с водой к забоям добывающих скважин обеспечивается высокой проницаемостью пласта-коллектора, не осложненного различного рода фациальными замещениями.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти яв­ляется основным показателем, определяющим изменение пласто­вого давления. Он может достигать 7—8 % от начальных извле­каемых запасов нефти в залежи.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне (рис. 101). Пластовое давление вначале немного снижается, а затем-держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод происходят постепенный подъем водонефтяного кон­такта и обводнение добывающих скважин. В конечный период разработки, когда большинство скважин обводнилось и отклю-

чено, годовые отборы резко сни­жаются, а пластовое давление возрастает.

Водонапорный режим яв­ляется самым эффективным ре­жимом. Для него характерен очень высокий коэффициент извлечения нефти, иногда до 0,8. Такая нефтеотдача дости­гается только при соблюдении оптимальных темпов отбора.

Упруго-водонапорный режим

При упруго-водонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упру­гие силы воды, нефти и пород, сжатых в недрах давлением. Проявление упругих сил обу­словлено слабым напором краевых вод, не обеспечивающим под­держание пластового давления при устанавливаемых годовых темпах отбора нефти 4—5 % от начальных извлекаемых запасов. Для залежей с упруго-водонапорным режимом характерна слабая связь с областью питания, обусловленная удаленностью от нее, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью пластов-кол­лекторов. Начальное пластовое давление значительно выше дав­ления насыщения.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя обра­зуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зерна породы под действием упругих сил начинают рас­ширяться, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая упру­гие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водо­носную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющихся воды и зерен породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи"с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вслед­ствие этого возрастает процент обводненности продукции.

При упруго-водонапорном режиме пластовое давление сначала понижается, а затем поддерживается постоянным в зависимости от текущих и суммарных отборов нефти из пласта, но выше давле-

ния насыщения. В связи с этим газовый фактор в процессе эксплуа­тации остается без изменения. Если увеличивать темпы отбора, пластовое давление будет снижаться и, когда оно окажется меньше давления насыщения, в залежи начнет проявляться менее эффек­тивный режим растворенного газа (рис. 102).

При упруго-водонапорном режиме коэффициент извлечения нефти не превышает 0,45.

Чтобы увеличить темпы отбора нефти, в залежах с упруго-водонапорным режимом необходимо постоянно поддерживать пла­стовое давление путем закачки воды в пласт, т. е. создавать тем самым искусственный водонапорный режим.

Режим растворенного газа

Упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа представляет собой основную форму пластовой энергии в залежах нефти, не имеющих никакой или почти никакой гидродинамиче­ской связи с краевыми водами. В залежах с этим режимом началь­ное пластовое давление примерно равно давлению насыщения. В связи с этим уже после первых отборов нефти пластовое давле­ние оказывается ниже давления насыщения (рис. 103). В резуль­тате начинается высвобождение энергии растворенного газа путем образования и расширения пузырьков. В этот момент они придают образующейся газонефтяной смеси высокую степень упругости, способствуют уменьшению вязкости нефти и облегчают движение смеси к забоям добывающих скважин. Рассматриваемый период разработки залежи характеризуется постоянным снижением пла­стового давления, относительным постоянством газового фактора и ростом текущих отборов до максимума.

Увеличиваясь в размере и обладая большей по сравнению с нефтью подвижностью, пузырьки газа прорываются к забоям скважин, опережая фильтрацию нефти. В этот период резко

возрастает газовый фактор и снижается фазовая проницаемость для нефти. В то же время нефть, потеряв основную часть раство­ренного в ней газа, становится более вязкой и менее подвижной. Поэтому, несмотря на продолжающееся падение пластового давле­ния, текущие отборы нефти начинают резко снижаться до ми­нимума.

В связи с тем, что содержание растворенного газа в нефти ограничено, его энергия падает, выделение газа из нефти прекра­щается. В итоге газовый фактор снижается до минимума.

Таким образом, при режиме растворенного газа темп падения пластового давления зависит от суммарного отбора нефти и газа.

Изложенное выше свидетельствует о низкой эффективности режима растворенного газа. Коэффициент извлечения нефти колеблется в зависимости от условий в пределах 0,1 — 0,3.

Для повышения эффективности разработки залежей с режимом растворенного газа применяют различные методы поддержания пластового давления: обратную закачку в пласт газа, ранее из­влеченного с нефтью; закачку воздуха или приконтурное и вну-триконтурное заводнения.

Когда энергия, аккумулированная растворенным газом, в пласте полностью израсходуется, в залежи установится гравита­ционный режим со свободным зеркалом нефти.

Газонапорный режим (режим газовой шапки)

Газонапорный режим создается в нефтяной залежи за счет энергии газа, первоначально сжатого в газовой шапке и расши­ряющегося при снижении пластового давления вследствие отборов нефти в добывающих скважинах. Создаваемый расширяющимся газом напор вытесняет нефть в направлении забоев скважин, способствуя опусканию газонефтяного контакта.

Вследствие особенностей геологического строения продуктив­ных пластов и газонефтяных залежей газонапорный режим яв­ляется составной частью смешанного режима, действующего в таких залежах и обусловленного энергией, создаваемой газом, растворенным в нефти, расширяющимся газом газовой шапки и упругими силами краевых вод. При слабой гидродинамической связи нефтяной залежи с краевыми водами смешанный режим обусловливается первыми двумя видами пластовой энергии. Газо­напорный режим тем эффективнее, чем контрастнее структура, выше этаж газоносности, лучше проницаемость коллекторов и меньше вязкость нефти.

Так как в нефтяной части залежи начальное пластовое давле­ние примерно равно давлению насыщения, с первыми отборами нефти в залежи первоначально проявляется режим растворенного газа. С увеличением депрессионной воронки начинает расширяться газовая шапка, а когда область снижения давления достигнет границ нефтяной залежи, приходят в действие упругие силы крае­вых вод. способствуя медленному подъему водонефтяного контакта.

В результате отборов нефти давление в газовой шапке по­стоянно снижается, что влечет снижение добычи и рост газового фактора. Часть растворенного газа может переходить в свободное состояние и мигрировать в газовую шапку. Поэтому для сохра­нения пластовой энергии следует избегать выпуска газа из газо­вой шапки, эксплуатации скважин с высоким газовым фактором и прорыва нефти в коллекторы газовой шапки. С этой целью в га­зовую шапку закачивают газ. Соблюдение таких условий способ­ствует увеличению коэффициента извлечения нефти.

Гравитационный режим

Гравитационный режим обычно проявляется на последней стадии разработки нефтяной залежи, когда действие других источников пластовой энергии иссякает. При гравитационном режиме нефть под действием силы тяжести передвигается к забоям скважин.

Различают два вида гравитационного режима: напорно-гра-витационный и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим проявляется в залежах нефти, приуроченных к хорошо проницаемым пластам с наклон­ным и крутым падением. Отбор нефти при этом режиме зависит от разности отметок забоя скважины и верхнего уровня нефти. Чем ниже забой скважины, тем выше ее дебит.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти наблю­дается в пологих пластах с плохими коллекторскими свойствами и сильной фациальной изменчивостью. При этом режиме уровни нефти в добывающих скважинах находятся также ниже кровли пласта. Нефть под действием собственной силы тяжести поступает в скважины только с окружающих их участков. Поэтому уровень нефти около каждой скважины приобретает форму воронки.

Нефтеотдача при гравитационных режимах обычно колеблется в пределах 0,1—0,2.