Источники и характеристики пластовой энергии

Энергия — это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность энергий или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность. Различаем естественную и в случае ввода извне (с поверхности) искусственную пластовые энергии. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения и энергии упругой деформации.

Потенциальная энергия положения:

,

(2.2)

где М — масса тела (пластовой или закачиваемой с поверхности воды, нефти, свободного газа); g — ускорение свободного падения; h- высота, на которую поднято тело по сравнению с произвольно выбранной плоскостью начала отсчета (для жидких тел это гидростатический напор).

Поскольку масса тела , , то энергия положения равна произведению объема тела V на создаваемое давление р:

,

(2.3)

где p — плотность тела. То есть, чем больше масса тела и высота его положения (напор) или объем тела и создаваемое им давление, тем больше потенциальная энергия положения.

Потенциальная энергия упругой деформации

,

(2.4)

где — сила, равная произведению давления P на площадь F; — линейная деформация (расширение).

Так как приращение объема , то

,

(2.5)

Приращение объема при упругой деформации можно представить, исходя из закона Гука, через объемный коэффициент упругости среды

,

(2.6)

то

,

(2.7)

Следовательно, чем больше упругость и объем V среды (воды, нефти, газа, породы), давление и возможное снижение давления , тем больше потенциальная энергия упругой деформации. Количество пластовой воды и свободного газа определяется соответственно размерами водоносной области и газовой шапки, а количество растворенного в нефти газа — объемом нефти и давлением насыщения нефти газом (по закону Генри) или газосодержанием (газонасыщенностью) пластовой нефти (объемное количество растворенного газа, измеренного в стандартных условиях, которое содержится в единице объема пластовой нефти):

,

(2.8)

где — коэффициент растворимости газа в нефти.

Отсюда следует, что основными источниками пластовой энергии служат:

- энергия напора (положения) пластовой воды (контурной, подошвенной);

- энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);

- энергия расширения растворенного в нефти газа;

- энергия упругости (упругой деформации) жидкости (воды, нефти) и породы;

- энергия напора (положения) нефти.

Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости нефти, воды, породы наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды. В зависимости от темпа отбора нефти добывающие скважины, расположенные вблизи внешнего контура нефтеносности, могут создавать такой экранирующий эффект, при котором в центре залежи действует в основном энергия расширения растворенного газа, а на периферии — энергия напора или упругости пластовой воды и т. д.

Эффективность расходования пластовой энергии, т. е. количество получаемой нефти на единицу уменьшения ее величины, зависит от вида и начальных запасов энергии, способов и темпа отбора нефти.

На основании изложенного можно сказать, что значение пластовой энергии зависит от давления, упругости жидкости (нефти, воды) и породы, газосодержания, объемов воды и газа, связанных с нефтяной залежью. Искусственная энергия вводится в пласт при закачке в нагнетательные скважины воды, газа, пара и различных растворов.

Пластовая энергия расходуется на преодоление разного рода сил сопротивления, гравитационных, капиллярных сил при перемещении нефти и проявляется в процессе снижения давления, создания депрессии на пласт-коллектор (разности между пластовым и забойным давлениями).

По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий, водонапорный, растворенного газа, газонапорный, гравитационный и смешанные. Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

Водонапорный режим

С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды) и вторгшейся в залежь воды.

Водонапорный режим - это режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой.

Основным источником пластовой энергии, обеспечивающей продвижение нефти из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод (рис. 2.2). Пластовые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее нефти, обеспечивая в процессе разработки постоянное пластовое давление.

Постоянство пластового давления в свою очередь обусловливают многие геологические и гидрогеологические факторы:

1. Хорошая сообщаемость между областью питания и нефтяной залежью;

2. Близкое расположение залежи к области питания (15 - 25 км);

3. Большая разница в гипсометрических отметках между областью питания и нефтяной залежью;

4. Высокая фильтрационная характеристика пласта-коллектора (проницаемость достигает 1 Д = 1,02·10^-12 м²);

5. Отсутствие тектонических нарушений и зон фациального замещения.

Отборы нефти в процессе разработки в основном остаются постоянными. Пластовое давление в залежи обычно постоянно, но очень медленно понижается (рис. 2.3). Изменение пластового давления зависит от текущего отбора нефти. Газовые факторы остаются постоянными, так как величина пластового давления всегда выше, давления насыщения. За счет продвижения подошвенных и краевых вод наблюдается интенсивное обводнение эксплуатационных скважин и как следствие этого - падение добычи нефти. Особенно интенсивно обводнение нефти наблюдается на конечном этапе разработки.

Водонапорный режим за счет активного напора краевых и подошвенных вод наиболее эффективен, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,7 - 0,8. При такой нефтеотдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скважинам наблюдаются устойчивые дебиты нефти, получаемые фонтанным способом. Наличие устойчивых дебитов нефти не требует разработки мероприятий по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа или воздуха, что в свою очередь позволяет добывать наиболее дешевую по себестоимости нефть. Этот режим по его оптимальным показателям разработки называют еще жестким (активным) водонапорным режимом.

Проявление водонапорного режима в нефтяной залежи устанавливается на основе комплекса геологопромысловых исследований в течение пробной эксплуатации. В течение этого периода фиксируются текущие и суммарные отборы нефти, газа и воды, пластовые давления, газовый фактор, обводненность продукции, продвижение текущих контуров нефтеносности.

Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения — энергия расширения растворенного газа.

Упругий режим

Условие упругого режима — превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже давления насыщения, нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор, соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.

Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени, уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5 - 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима - замкнуто-упругий режим.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном забойном давлении). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.

Слабая активность пластовых вод при этом режиме объясняется отсутствием хорошей гидродинамической связи между областью питания и нефтяной залежью, что также зависит от различных геологопромысловых факторов:

1. Значительного удаления нефтяных залежей от области питания;

2. Наличия фациальных замещений в пласте-коллекторе;

3. Наличия разрывных нарушений в пределах пласта;

4. Незначительной разницы в гипсометрических отметках области питания и нефтяной залежи;

5. Низкой фильтрационной характеристики пласта-коллектора (невысокие проницаемость, гидропроводность, подвижность, пьезопроводность).

Отборы нефти при упруговодонапорном режиме постоянно понижаются (рис. 2.4). Пластовое давление в залежи начинает снижаться с самого начала разработки, захватывая со временем все большую и большую площадь, образуя значительные воронки депрессии. Область понижения пластового давления распространяется даже на законтурную водоносную часть пласта. Вследствие снижения пластового давления начинают проявлять себя упругие силы, под воздействием которых находятся скелет породы, нефть, газ, вода.

В залежи за счет расширения перечисленных компонентов появляется дополнительное давление, под действием которого продвигается нефть к забоям скважин, а также перемещаются внешний и внутренний контуры нефтеносности по направлению к зоне отбора. Однако дополнительное давление, создаваемое упругими силами, довольно быстро расходуется на продвижение нефти к забоям скважин, на преодоление гидравлических сопротивлений. Поэтому пластовое давление быстро понижается и его величина зависит как от текущего, так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды (жидкости) из залежи.

Газовые факторы с начала разработки остаются постоянными, однако в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения могут быстро увеличиваться и достигать весьма высоких значений, в залежи начинает формироваться режим растворенного газа. За счет постоянного продвижения контурных и подошвенных вод наблюдается постепенное прогрессирующее обводнение продукции, причем темпы обводнения достигают максимальных значений на заключительном этапе разработки.

Таким образом, упруговодонапорный режим менее эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи здесь достигает лишь 0,4 - 0,7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки нефть добывается фонтанным способом, а в конце второй стадии скважины обычно переводятся на глубинно-насосную эксплуатацию. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов нефти в залежах с развитием упруговодонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.