Разработка нефтяных и газовых месторождений

(3.12)

Степень насыщенности нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень широком диапазоне. Высокопроницаемые нефтеносные терригенные пласты пористостью 24-27 % насыщены нефтью на 90-92 % и только на 8-10 % насыщены связанной водой. Соотношение насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших пластах достигает 10-11. Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60-65 %, а на 35-40 % - связанной водой. Соотношение насыщенностей их нефтью и водой составляет лишь 1,5-2. Известны месторождения с начальной нефтенасыщенностью лишь 50-55 %, при которой вместе с нефтью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, характеризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и водой обусловлено разной их удельной поверхностью и распределением размера пор.

3.10 Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть-газ-вода-порода"

Насыщенная нефтью, водой, газом пористая среда представляет собой многофазную гетерогенную систему, отдельные компоненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть, вода, газ) называются фазами. Значительное различие физико-химических свойств фаз служит причиной возникновения на границах их контакта специфических поверхностных явлений. В связи с тем, что площадь поверхностей контакта фаз очень велика (например, только суммарная площадь поверхностей пор в 1 м³ породы коллектора может составлять 10⁴--10⁵м²), влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах оказывается сильным. Поверхностные явления во многом определяют количество и распределение в поровом пространстве связанных и остаточных нефти, воды, форму кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих методов повышения нефтеотдачи пластов. Они играют большую роль при образовании и разрушении эмульсий и пен в других процессах, связанных с движением и взаимодействием систем в пласте, скважинах и поверхностных сооружениях.

Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние на эффективность разработки нефтяных и газовых залежей оказывают поверхностное натяжение, капиллярное давление, смачиваемость, капиллярная пропитка и адсорбция.

Поверхностное натяжение.

Поверхностное натяжение на границе раздела фаз возникает вследствие того, что молекулы вещества, находящиеся вблизи поверхности раздела взаимодействуют не только между собой, но и с молекулами вещества соседней фазы. Молекула вещества, расположенная в любом положении внутри жидкости испытывает равномерное воздействие со стороны окружающих ее молекул. Поэтому равнодействующая всех сил молекулярного воздействия равна нулю, и молекула может свободно перемещаться в объеме в любом направлении. Иначе обстоит дело с молекулами, находящимися в поверхностном слое. Здесь силы, действующие на молекулу, направлены внутрь жидкости и вдоль поверхности раздела, равнодействующая их не равна нулю и направлена внутрь жидкости. Поэтому для образования новой поверхности, связанной с перемещением молекул из объема в поверхностный слой, требуется совершение определенной работы.



Рис. 3.7. Равновесие капли жидкости на твердой поверхности. 1 - капля; 2 - окружающая среда; 3 - твердое тело

Работа обратимого изотермического образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления называется поверхностным натяжением. Так как при образовании поверхности совершается работа, то поверхностный слой обладает избытком энергии, называемым свободной поверхностной энергией.

Величина поверхностного натяжения измеряется в Дж/м² или в Н/м. Она зависит от природы и состава контактирующих фаз, давления и температуры. Поверхностное натяжение нефти и воды на границе с газом обычно составляет от 5 до 70 мН/м и уменьшается с ростом давления и температуры. Поверхностное натяжение на границе нефть-вода во многих случаях находится в пределах 20-30 мН/м, но в зависимости от минерализации воды, содержания в нефти активных компонентов (смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и т. п.), давления, температуры может изменяться в более широких пределах.

Смачивание твердых тел жидкостью.

Наличие на границах раздела фаз избыточной поверхностной энергии обусловливает стремление системы занять такое положение, при котором ее площадь поверхности минимальна. Поэтому термодинамически устойчивая форма капли жидкости - сфера, имеющая при данном объеме наименьшую площадь поверхности и, следовательно, минимальную поверхностную энергию. При контакте трех фаз, одна из которых твердая, стремление системы к минимуму поверхностной энергии проявляется через смачивание.

Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то после наступления равновесия она приобретает линзообразную форму (рис. 3.7- а), обусловленную взаимодействием трех поверхностных натяжений: капли на границе с твердым телом , на границе капли с окружающей средой (жидкостью или газом) и на границе твердого тела с окружающей средой . После нанесения на поверхность капля будет растекаться по ней до тех пор, пока не наступит равновесие трех поверхностных натяжений.

Угол между поверхностью твердого тела и касательной к капле, имеющий вершину на линии раздела трех фаз, называется краевым углом смачивания и является мерой смачиваемости твердого тела жидкостью. Поверхность смачивается жидкостью, если <90° (рис. 3.7- б), и не смачивается жидкостью, если >90° (рис. 3.7- г), если краевой угол близок к 90°, то поверхность обладает нейтральной смачиваемостью (рис. 3.7- в).

На практике угол отсчитывают от касательной в сторону водной фазы, а смачиваемую водой поверхность ( <90°) называют гидрофильной, несмачиваемую ( >90°) - гидрофобной.

В естественных условиях породы-коллекторы неоднородны по смачиваемости. Часть поверхности пор гидрофильна, другая часть гидрофобна. Это объясняется сложным минералогическим составом пород, разнообразной структурой поверхности самих зерен минералов, возможностью изменения характера смачиваемости поверхности при ее контакте с нефтью и закачиваемыми водами. Чистая поверхность большинства минералов гидрофильна, но при адсорбции на ней активных асфальтосмолистых компонентов нефти поверхность может стать гидрофобной. Поэтому, характеризуя смачиваемость породы-коллектора, подразумевают ее преимущественную смачиваемость, т. е. какой жидкостью (водой или нефтью) она смачивается в большей степени. Преимущественную смачиваемость породы-коллектора оценивают на основании результатов капиллярной пропитки и гидродинамического вытеснения одной жидкости другой.

По углу избирательного смачивания, образующегося при контакте воды, нефти и породы можно судить о качестве вод и их отмывающей и нефтевытесняющей способностях. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачивающие породу.

Капиллярные эффекты.

Капиллярные эффекты (капиллярное давление и капиллярная пропитка) -- поверхностные явления в пористых средах, возникающие вследствие наличия преимущественной смачиваемости поверхности поровых каналов.

Если капилляр привести в контакт со смачивающей его поверхность жидкостью, то стремясь сократить избыточную поверхностную энергию, жидкость начнет самопроизвольно двигаться по капилляру. В вертикальном капилляре жидкость будет подниматься до тех пор, пока поверхностные силы не будут уравновешены весом столба жидкости. Высоту столба жидкости можно охарактеризовать гидростатическим давлением, соответственно уравновешивающие его в капилляре поверхностные силы можно представить как капиллярное давление. Капиллярное давление р_ксвязано с радиусом капилляра следующим соотношением:

Капиллярное давление выражает разность давления в смачивающей и несмачивающей фазах. Оно направлено в сторону несмачивающейся фазы. В зависимости от характера смачиваемости породы капиллярное давление может способствовать вытеснению нефти из породы или же препятствовать ему.



Рис. 3.8. Характер вытеснения нефти водой в гидрофобном (а) и гидрофильном (б) пластах

Под действием капиллярного давления смачивающая фаза может самопроизвольно впитываться в пористую среду, вытесняя из нее несмачивающую фазу.

Так как смачивающая жидкость обладает меньшей свободной поверхностной энергией, а мелкие поры -- большей удельной поверхностью, то смачивающая и несмачивающая фазы самопроизвольно перераспределяются в пористой среде таким образом, чтобы смачивающая фаза занимала мелкие поры, а не смачивающая -- крупные. При таком распределении фаз достигается минимум свободной поверхностной энергии. Явление, при котором смачивающая жидкость внедряется в пористую среду исключительно под действием капиллярных сил, называется капиллярной пропиткой.

На рис. 3.8 показан характер вытеснения нефти водой из гидрофобного и гидрофильного пластов. В гидрофобной породе вода как несмачивающая фаза движется по наиболее широким порам, а нефть - смачивающая фаза, покрывает поверхность зерен и остается в сужениях поровых каналов. Капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей фазы (воды), препятствует проникновению воды в мелкие поры, занятые нефтью. В гидрофильной породе вода под действием капиллярного давления вытесняет нефть из сужений в крупные поры. В них нефть после вытеснения остается в виде отдельных капель, окруженных водной фазой. Общее количество остаточной нефти в гидрофильных коллекторах значительно меньше по сравнению с гидрофобными. Особенно важную роль капиллярная пропитка играет в породах с сильно неоднородными коллекторскими свойствами и пористо-трещинноватых коллекторах.

Адсорбция.

Избыточную поверхностную энергию многофазной системы можно уменьшить путем снижения поверхностного натяжения за счет адсорбции на границах раздела фаз активных компонентов, содержащихся в жидкостях. Вещества, способные адсорбироваться на поверхности раздела фаз, называются поверхностно-активными (ПАВ). Молекулы этих веществ состоят из полярной и неполярной групп. Находясь на поверхности, они ориентируются таким образом, чтобы поверхностное натяжение на границе раздела фаз было минимальным. На поверхности раздела концентрируются компоненты, которые наиболее сильно снижают поверхностное натяжение, соответственно концентрация их в объеме фазы становится меньше. Поэтому под адсорбцией понимают самопроизвольное перераспределение компонентов на поверхности и в объеме фазы.

Нефть в той или иной степени содержит поверхностно-активные вещества -- нефтяные кислоты, асфальтосмолистые вещества и др. Адсорбция их на поверхности породы может являться причиной ее гидрофобного характера смачиваемости.

Для повышения нефтеотдачи синтетические поверхностно-активные вещества (ПАВ) добавляют в закачиваемые в пласт воды, улучшая тем самым характер смачиваемости породы, снижая поверхностное натяжение и уменьшая действие поверхностных и капиллярных сил, препятствующих полному вытеснению нефти.



3.11 Приток жидкости к скважинам

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

(3.15)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.

Рис. 3.9. Схема добычи нефти из пласта



Рис. 3.10. Схема плоскорадиального потока в пласте: а) горизонтальное сечение б) вертикальное сечение

Рис. 3.11. График распределения давления в плоскорадиальном фильтрационном потоке

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле:

(3.16)

где Q - дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k - проницаемость пласта; h -толщина пласта; Р_пл - пластовое давление; Р_з -забойное давление в скважине; - вязкость жидкости; R - радиус контура питания скважины (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами); г_с - радиус скважины.

Анализ формулы (3.16) показывает, что на дебит скважины влияют:

1) проницаемость пласта - чем она больше, тем выше дебит

скважины;

толщина пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины;

депрессия на пласт - чем больше депрессия, тем выше дебит скважины;

вязкость жидкости - чем она больше, тем ниже дебит скважины;

отношение радиуса контура питания к радиусу скважины - чем больше это отношение, тем выше дебит скважины.

3.12 Виды гидродинамического несовершенства скважин

Формула (3.16), называемая формулой Дюпюи справедлива для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, к которым относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. 3.12-а).

Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (рис. 3.12-6), то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации (рис. 3.12-в), являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия. Есть скважины с двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия (рис. 3.12-г).

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

(3.17)

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Формулу (3.17) можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины :

(3.18)

Рис. 3.12. Виды гидродинамического совершенства скважин. а - совершенная скважина; б - несовершенная по степени вскрытия; в - несовершенная по характеру вскрытия; г - с двойным видом несовершенства

Приведенный радиус скважины - это радиус гидродинамически совершенной скважины, которая обеспечивает при равных прочих условиях такой же дебит, как гидродинамически несовершенная скважина. Для совершенной скважины r_пр=r_с, для несовершенных r_пр<r_с.

Если гидродинамическое несовершенство скважины характеризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скважины в равных условиях, то:

(3.19)

где - коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.



Тема 4. Источники пластовой энергии и режимы работы нефтяных и газовых залежей

4.1 Пластовая энергия и силы, действующие взалежах нефти и газа

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, являются собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Основными источниками пластовой энергии служат:

* энергия напора пластовой воды (краевой или подошвенной);

* энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);

* энергия расширения растворенного в нефти газа;

* энергия упругости жидкости и породы;

* энергия напора нефти (гравитационная энергия).

Запасы и интенсивность проявления различных форм энергии зависят от геологического строения залежи и всего района, коллекторских свойств пласта, свойств пластовых жидкостей и газов.

Энергии различного вида могут проявляться в залежи совместно, а энергии упругости нефти, воды, породы наблюдаются 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.

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность.

4.2 Силы сопротивления движению нефти по пласту

Основная доля пластовой энергии идет на преодоление сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей и газов, и сил трения, возникающих при движении жидких и газовых фаз относительно друг друга, вязкостная составляющая потерь энергии прямо пропорциональна скорости движения и вязкости жидкости или газа.

Часть пластовой энергии тратится на преодоление сил инерции, проявляющихся при фильтрации жидкостей и газов с высокими скоростями. В поровом пространстве сложной структуры, скорость частиц жидкости и газа, проходящих через сужения и расширения поровых каналов, постоянно увеличивается и уменьшается. Изменение скорости и направления движения частиц - причина возникновения сил инерции. Инерционная составляющая потерь пластовой энергии прямо пропорциональна плотности жидкости или

газа к квадрату скорости движения. Ее доля особенно заметна при фильтрации газов, движущихся в пластах с высокими скоростями. Некоторая доля пластовой энергии тратится на преодоление сил, которые обусловлены поверхностными явлениями, сопровождающими фильтрацию жидкостей и газов, в частности на преодоление капиллярных давлений, разрушение поверхностных адсорбционных слоев, образование новых поверхностей при отмыве и диспергировании нефти.

Определенная часть пластовой энергии расходуется на движение жидкостей и газа в стволе скважины, подъем их на поверхность и движение по внутрипромысловым коммуникациям в период фонтанной эксплуатации скважин.



4.3 Режимы работы нефтяной залежи

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки. Энергетическое состояние залежи - главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный; упругий; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные. Такое деление на режимы в "чистом виде" весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

Водонапорный режим.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами (рис. 4.1). Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи.

Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта. Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта даже значительные отборы не приводят к существенному снижению пластового давления в залежи. В таких случаях режим работы залежи называют жестководонапорным,мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении всего периода разработки месторождения - наиболее характерные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи.

При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появлению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие различия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородности коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит неравномерно. Поэтому и обводнение скважин наступает не сразу, а постепенно.

В пластовых залежах с напором краевых вод (рис. 4.1-1) в первую очередь обводняются скважины, расположенные ближе к контуру нефтеносности, и лишь на последнем этапе разработки -скважины, находящиеся в сводовой части залежи. В таких условиях причиной опережающего обводнения может быть прорыв воды по отдельным высокопроницаемым интервалам пласта. Обводненность скважин нарастает по мере приближения контура нефтеносности, но даже после обводнения всей продуктивной толщины пласта в скважины еще долго поступает доотмываемая нефть. При достижении предельной обводненности продукции, делающей дальнейшую эксплуатацию скважин нерентабельной, их отключают.

В массивных залежах с подошвенной водой, называемых еще водоплавающими (рис. 4.1-2), обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса подошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада давления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважины может наступить еще задолго до выработки основных запасов нефти.

В гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, водонапорный режим разработки, если это экономически и технически оправдано, создают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Такой способ разработки месторождений, называемый искусственным заводнением или просто заводнением, получил широкое распространение у нас в стране и за рубежом.

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 и снижения давления ниже давления насыщения - энергия расширения растворенного газ.

Упругий режим.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамически изолированных залежах при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже давления насыщения, нефть находится в однофазном состоянии. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта.



Рис. 4.1. Схема строения нефтяной залежи. 1 - с напором краевых вод; 2 - с газовой шапкой и напором подошвенных вод; 3 - гидродинамически изолированной; I - нефтенасыщенный; II - водонасыщенный; III - газонасыщенные объемы пласта

При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пониженного давления, ее часто называют областью упругого возмущения, распространяется и на законтурную часть пласта.

Сжимаемость пород-коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы нефти (до 5-10 %). При большом объеме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значителен, что по эффективности и внешним проявлениям упругий режим разработки будет близок к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением нефти водой, двигающейся из законтурной области, низким темпом падения пластового давления, постоянством газового фактора и дебитов скважин.

Газонапорный режим.

Газонапорный режим связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой. Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью.

При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того, дебиты скважин приходится ограничивать вследствие быстрого прорыва в них газа из газовой шапки.

В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти, когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.

Режим растворенного газа.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он практически не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув своего максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

Гравитационный режим.

При гравитационном режиме нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии относительно невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахтной добыче нефти. Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности:

1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части.

Дебиты скважин небольшие и постоянные;

2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

4.4 Режимы работы газовой залежи

Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движение газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа. Другие виды пластовой энергии играют подчиненное значение. Поэтому для газовых и газоконденсатных месторождений характерны водонапорный и газовый режимы работы.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот режим проявляется, если в процессе разработки пластовые воды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической связи с областью питания. Газовый режим характеризуется постоянством объема порового пространства пласта, поэтому снижение давления в залежи прямо пропорционально отборам газа.

При водонапорном режиме газ из залежи вытесняется под действием напора краевых или подошвенных вод. Активное продвижение воды в залежь из законтурной области начинается после некоторого снижения давления в результате отбора части газа за счет его собственной энергии. Количество газа, которое необходимо отобрать для активного проявления водонапорного режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества его гидродинамической связи с областью питания. Известны случаи, когда водонапорный режим стал заметен лишь после отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

4.5 Смешанные режимы

Нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, называют смешанным. Его рассматривают зачастую как вытеснение газированной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Давление на контуре нефтеносности может равняться давлению насыщения или быть выше его. Такой режим протекает в несколько фаз: сначала проявляется энергия упругости нефти и породы, затем подключается энергия расширения растворенного газа и дальше -- энергия упругости и напора водонапорной области. К такому сложному режиму относят также сочетание газо- и водонапорного режимов (газоводонапорный режим), которое иногда наблюдается в нефтегазовых залежах с водонапорной областью. Особенность такого режима -- двухстороннее течение жидкости: на залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК, нефтяная залежь потокоразделяющей поверхностью (плоскостью; на карте линией) условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разрабатываемую при водонапорном режиме.



4.6 Обобщение и реализация режимов

Режимам работы нефтяных залежей дают также дополнительные характеристики. Различают режимы с перемещающимися и неподвижными контурами нефтеносности. К первым относят водонапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы, а ко вторым -- упругий, режим растворенного газа и гравитационный со свободной поверхностью нефти. Водо-, газонапорный и смешанный режимы называют режимами вытеснения (напорными режимами), а остальные -- режимами истощения (истощения пластовой энергии).

Названные выше режимы рассмотрены в плане их естественного проявления (естественные режимы). Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидкости, что сопровождается дальнейшим снижением давления в залежи. При вводе дополнительной энергии создаваемые режимы работы залежи называют искусственными (водо- и газонапорный).

4.7 Показатели нефтеотдачи пластов

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды. При газонапорном режиме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но замещение нефти газом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

(4.1)

где - коэффициент нефтеотдачи; - начальные запасы нефти; - извлеченное количество нефти; - остаточные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения . Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения. Коэффициент вытеснения зависит в основном от кратности промывки, отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием , под которым понимают отношение запасов нефти , первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях-линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80 %, существенно зависит от размещения скважин условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластики, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

Так как при режимах вытеснения нефти водой она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием.

(4.2)

4.8 Механизмы вытеснения нефти из пласта

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вода постепенно замещает нефть в пласте и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой. s_св - насыщенность связанной водой; s_ф - водонасыщенность на условном контуре вытеснения; s_к - водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности



В зоне I, еще не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне П под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в поровом пространстве на воду. Насыщенность резко возрастает от до насыщенности на фронте вытеснения . В этой зоне из порового пространства может быть вытеснено до 70-80 % нефти. В зоне III насыщенность меняется начительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти и движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой капиллярными и поверхностными силами

Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность на фронте вытеснения снижается менее чем на 15 %. При газонасыщенности около 35 % в пласте движется только газ. Поэтому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи обычно невысок Однако при высокой проницаемости пласта при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда благоприятны условия для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значении, примерно 50-60 %. При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти из пласта представляется следующим образом. После снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного газа. По мере дальнейшего снижения давления объем, занимаемый в пористой среде газом, увеличивается за счет расширения 'пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Свободный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объеме, который занимает сам Такой процесс продолжается до тех пор, пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газонасыщенными. С этого момента эффективность вытеснения нефти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде, опережая нефть, движется к скважинам в сторону пониженного давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэффективное расходование энергии растворенного газа и объясняет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа.

4.9 Газоотдача и конденсатоотдача пластов

Для характеристики эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений используют коэффициенты газоотдачи и конденсатоотдачи пластов. Коэффициентом газоотдачи р_г называют отношение объема извлеченного из пласта газа к его начальным запасам .

(4.3)

Чем выше начальное и ниже конечное давление, тем больше газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторождений с хорошими коллекторскими свойствами, при высоких начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи может достигать 0,97. Для месторождений со значительной неоднородностью продуктивных пластов, сложным геологическим строением, низкими начальными пластовыми давлениями коэффициент конечной газоотдачи составляет 0,7 -- 0,8.

При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой, коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, начального и конечного пластовых давлений и многих других факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется водой неполностью, часть его остается за фронтом вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабораторные исследования указывают, что при вытеснении газа водой главная причина значительных объемов защемленного газа -- неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из различных участков и интервалов пласта. В зависимости от геологических условий и системы разработки месторождения коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может изменяться от 0,5 до 0,97.

Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений заключается в возможности при снижении давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Ценность конденсата ставит перед рациональной системой разработки месторождения требование наиболее полного извлечения кондег из пласта. В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления как чисто газовые) или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Полнота извлечения конденсата из пласта характеризуется коэффициентом конденсатоотдачи, под которым понимают отношение объема извлеченного из пласта конденсата к его первоначальным запасам.

На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют: способ разработки месторождения (с ППД или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата и газа, удельная поверхность пористой среды, начальное пластовое давление и температура и другие факторы. Практика разработки месторождений показывает, что коэффициент конечной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании пластового давления в процессе отбора газа. Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь газа, то коэффициент конденсатоотдачи может составлять 0,85, а при закачке воды - 0,75.

4.10 Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи

Опыт разработки большого числа нефтяных месторождений

показал, что в зависимости от режима работы пласта конечный

коэффициент нефтеотдачи может достигать следующих значений:

Напорные режимы:

водонапорный 0,4-0,7

газонапорный 0,3-0,6

Режимы истощения:

растворенного газа 0,15-0,3

гравитационный редко >0,1



Тема 5. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

5.1 Понятие системы и объекта разработки

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)

В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Эксплуатационный объект (объект разработки) - это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

...