Режимы нефтяных залежей.

В зависимости от того какой вид энергии преобладает при перемещении жидкости и газа в эксплуатируемой скважине различают и режимы работы нефтяных залежей:

1)Водонапорный; 2)Газонапорный (газовый); 3)растворенного газа и 4)Гравитационный.

Залежи, в которых проявляются одновременно различные движущие силы, называют смешанными режимами, например упруго-водонапорный.

Водонапоный режим.

При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважине под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно наполняется водой из поверхностных источников. Зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части (рис. 1). Напор вод может создаваться так же искусственно путем нагнетания воды в

специальные нагнетательные скважины, располагаемые за контуром нефтеносности в водяной зоне пласта. При чисто водонапорном режиме, поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно сокращается.

При эксплуатации месторождений в водонапорном режиме сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе стабилизируется, что является доказательством установившегося водонапорного режима с полным замещением извлекаемой из пласта жидкости. Если же темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, может наступить момент, когда объем поступающей воды в залежь, станет меньше объема извлекаемой нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима в режим растворенного газа. Вследствие медленного падения в залежах с водонапорным режимом дебит и газовый фактор скважин длительное время остается постоянным (рис. 2).

1 – пластовое давление

2 – добыча нефти

3 – газовый фактор

4 – добыча воды

Рис. 2 – тип графической разработки пласта с водонапорным режимом.

Эксплуатация залежи прекращается, когда поступающая контурная вода достигает забоев скважин, находящихся в наиболее высоких частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только вода.

Благоприятными условиями для осуществления водонапорного режима являются:

- хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями залежи

- хорошая проницаемость и однородность строения залежи

- небольшая вязкость нефти

- соответствие темпов отбора нефти, воды и газа из залежи интенсивность поступления в неё воды.

Упруго-водонапорный режим.

Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но, если учесть, что объемы залежи и питающей её водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обеспечивающим движение нефти к забоям скважин.

Естественно, что упругое расширение пластов жидкости и породы при снижении давления должно происходить при любом режиме работы залежи, однако при активном водонапорном режиме или при газовых режимах это явление имеет второстепенное значение.

При понижении давления на забое скважины жидкость, находящаяся вблизи от неё будет в силу упругости расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости начнет вытесняться в скважины. Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления (депрессия), тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам.

Профессор В.Н. Щелкачев, разработавший теорию упругого расширения и перемещения жидкости в упругой пористой среде, ввел коэффициент упругоемкости залежи.

m – коэффициент пористости породы в долях единиц;

- коэффициент сжимаемости жидкости;

- коэффициент сжимаемости породы.

При падении давления в залежи на величину ΔP количество жидкости, выделяющейся под действием упругих свойств среды, будет:

где - упругий запас жидкости в объеме залежи

V - объем залежи

- перепад давления в залежи

Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется.

Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно, а затем кривая изменения дебита становится более пологой. Газовый фактор как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным, пока давление не станет ниже давления насыщения.

Упругие свойства пласта проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется

пьезопроводимостью и характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

χ=

Г

P

где k – коэффициент проницаемости пласта,

μ – динамическая вязкость жидкости,

m – пористость, доли ед.

- коэффициенты сжимаемости жидкости, породы,

- коэффициент упругоемкости пласта, .

Газонапорный режим.

При газонапорном режиме или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Объем газа, находящийся под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения нефти, расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается гравитационными эффектами. Нефть стекает под действием силы тяжести в пониженные зоны залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны, и наполняют газовую шапку.

Вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и он может прорываться к скважинам расположенным не далеко от газонефтяного контакта. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно контролировать процесс эксплуатации скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения выхода газа, даже прекращать их эксплуатацию.

Для повышения эффективности разработки иногда следует нагнетать с поверхности газ.

Режим растворенного газа.

Он характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в её нефтяную часть краевой воды. Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод так же способствует проявлению газового режима, т.к. вода в этом случае не успевает занять освобождаемого нефтью объема и не играет роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при газовом режиме является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. При понижении давления на забоях скважин выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большой скоростью, чем нефть, частично проталкивает её, и частично увлекается за собой. Эффект этого процесса обычно очень незначителен, и запас энергии газа часто полностью истощается раньше, чем успевают отобрать значительные количества нефти. Пластовое давление снижается очень быстро. Газовый фактор по мере эксплуатации залежи на режиме растворенного газа увеличивается быстрыми темпами, а затем, достигнув максимума, снижается вплоть до полного истощения пласта.

1 – газовый фактор

2 – пластовое давление

3 – добыча нефти

Так как вся используемая пластовая энергия заключена в растворенной нефти и газе, то расходование её сопровождается непрерывным падением и соответствующем падении добычи нефти. Данный режим рекомендуется приводить в напорный путем закачки воды в область пласта.

Гравитационный режим.

При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженные и скапливаться там. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в пониженных зонах.