Классификация режимов работы нефтяных залежей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лабораторная работа №3

Классификация режимов работы нефтяных залежей

Цель работы: Ознакомиться с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками. В соответствии с вариантом задания, рассчитать на каждый год разработки залежи.

Согласно современным представлениям по преобладающему виду пластовой энергии выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный; упруго-водонапорный; газонапорный режим (режим газовой «шапки»); режим растворенного газа; гравитационный.

Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два - режимы истощения пластовой энергии.

Более подробная характеристика природных режимов нефтяных залежей описана ниже.

1. Водонапорный режим

При водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть

по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

В процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин.

Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме ширина водонапорной системы (если считать от внешней границы залежи нефти) обычно составляет не менее 15--25 км, а проницаемость пород -- не менее 1 мкм2.

При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи достигает 0,8. Интенсивность проявления водонапорного режима зависит не только от указанных выше природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта в целом, а также из отдельных его участков.

Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показал,

что естественные условия режима нередко сохраняются при годовом отборе жидкости из пласта не более 6% от промышленных запасов нефти в залежи.

Эта средняя цифра, конечно, может изменяться в зависимости от свойств коллектора, содержащего залежь, и свойств жидкостей и газов, его насыщающих. Если необходимо осуществлять большой отбор жидкости из пласта, нужно прибегать к искусственному воздействию на пласт, чтобы предотвратить падение давления ниже давления растворимости газа в нефти и переход на менее эффективный режим работы пласта.

2. Упруго-водонапорный режим Упругие силы могут проявляться при любом режиме. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный режим, а как фазу водонапорного режима. В период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость жидкости (нефти и воды) и породы.

Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (или отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или весьма значительной отдаленности (50-- 100 км) области питания от залежи нефти.

Упруго-водонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при эффективном водонапорном режиме в случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруго-водонапорном режиме, даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта, оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего и от суммарного отбора жидкости из пласта. нефтяной залежь гравитационный водонапорный

По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее эффективен: коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,5-- 0,7. Для обеспечения соответствующих отборов нефти при этом режиме необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Этот режим наблюдается в ряде месторождений восточных районов (Туймазы, Ромашкино) и др.

3. Газонапорный режим (или режим газовой «шапки»)

Основной энергией, продвигающей нефть по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта газ -- нефть.

В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и скоростью продвижения контакта газ -- нефть (т. е. давление в отдельных участках пласта не снижается ниже давления растворимости газа в нефти). В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ -- нефть).

Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. Благоприятными условиями для проявления этого режима являются высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется, и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает. Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. В связи со сказанным выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости надо закачивать газ в газовую шапку для того, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0,5--0,7.

Месторождениями, имеющими огромную газовую шапку с оторочкой нефти, являются, например, Бугурусланское (Новостепановский район и Калиновский участок) и др.

4. Режим растворенного газа

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижаются. Давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта. Газовые факторы в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате снижения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7% (от объема пор) сильно снижает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,2-0,4.

При режиме растворенного газа контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. В связи с этим даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами пласта, а сечет их, что наблюдалось, например, в северо-восточной части залежи нефти (пласт С2) Апшеронского месторождения (Майкопский район).

Как уже указывалось, этот режим может проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ -- нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа в нефти.

5. Гравитационный режим

При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Различают напорногравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт имеет высокую проницаемость и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее высокими, что приводит к более высокому коэффициенту нефтеотдачи.

Например, по пласту Вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), имевшему режим растворенного газа, к моменту истощения газовой энергии и началу гравитационного режима нефтеотдача составила всего 23%;

благодаря высоким коллекторским свойствам пласта и благоприятным условиям проявления гравитационного режима конечная нефтеотдача пласта достигла почти 50%, т. е. за счет гравитационного режима дополнительно получено 27% промышленного запаса нефти. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием плохими коллекторскими свойствами.

В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса».

Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1--0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения). В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод (или при отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести является обычно единственным фактором, обусловливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т. е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Таблица 1. Исходные данные для варианта

1. Ознакомиться с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками.

2. В соответствии с вариантом задания, рассчитать на каждый год разработки залежи:

Среднегодовой газовый фактор (ri):

ri = Qгi/ Qнi,

r1972= 2,7*10^6/42,8*10^3 = 63,1 м3/т

r1973= 7,4*10^6/111,6*10^3 = 66,3 м3/т

r1974= 11,5*10^6/186*10^3 = 61,8 м3/т

r1975= 19.9*10^6/316,4*10^3 = 62,9 м3/т

r1976= 26,6*10^6/422*10^3 = 63 м3/т

r1977= 30.7*10^6/573,3*10^3 = 53,5 м3/т

r1978= 46,7*10^6/733,5*10^3 = 63,7 м3/т

r1979= 57,7*10^6/887,1*10^3 = 65 м3/т

r1980= 71/10^6/1079.4*10^3 = 65,8 м3/т

где Qгi - добыча газа за i-тый год, м3

Qнi - добыча нефти за i-тый год, т;

Годовую добычу жидкости (Qжi):

Qжi = Qнi + Qвi,

Qж1972= 42,8 тыс.т

Qж1973= 111,6 тыс.т

Qж1974= 186 тыс.т

Qж1975= 316,4 + 7,1 = 323,5 тыс.т

Qж1976= 422 + 13 = 435 тыс.т

Qж1977= 573,3 + 16,2 = 589,5 тыс.т

Qж1978= 733,5 + 20,4 = 753,9 тыс.т

Qж1979= 887,1 + 40,2 = 927,3 тыс.т

Qж1980= 1079,4 +60,8 = 1140,2 тыс.т

где Qнi, Qвi - добыча соответственно нефти и воды за i-тый год, т;

Накопленную добычу нефти (Qн.нак.i),тыс.т, газа (Qг.нак.i),млн.м3 , воды (Qв.нак.i),тыс.т, жидкости (Qж.нак.i),тыс.т.:

Qн.нак.i= 4352,1 тыс.т,

Qг.нак.i=274,2 млн.м3,

Qв.нак.i= 157,7 тыс.т,

Qж.нак.i= 4552,6 тыс.т.

Среднегодовой процент воды в добываемой жидкости (nв.i):

nв.i = Qвi Ч 100% / Qжi

nв1972-1974=0

nв1975= 7,1*100% /323,5 = 2,2 %

nв1976=13*100%/422 = 3,1%

nв1977= 16,2*100%/573,3 = 2,8%

nв1978= 20,4*100%/733,5 = 2,8%

nв1979= 40,2*100%/887,1 = 4,5%

nв1980= 60,8*100%/1079,4 = 5,6%

Удельную добычу нефти, т.е. количество нефти, добываемой на единицу падения пластового давления (?Qнi), т/Мпа:

?Qнi = Qнi / (Рi-1 - Рi),

?Qн1972= 42,8/(13,6-13,5) = 428 тыс.т/Мпа

?Qн1973= 111,6/(13,5-13,4) = 1160 тыс.т/Мпа

?Qн1974= 186/(13,4-13,3) = 1860 тыс.т/Мпа

?Qн1975= 316,4/(13,6-12,5) = 287,6 тыс.т/Мпа

?Qн1976= 422/(12,5-11,8) = 602,9 тыс.т/Мпа

?Qн1977= 573,3/(11,8-10,7) = 521,2 тыс.т/Мпа

?Qн1978= 733,5/(10,7-9,9) = 916,9 тыс.т/Мпа

?Qн1979= 887,1/(9,9-9,1) = 1108,9 тыс.т/Мпа

?Qн1980= 1079,4/(9,1-8,3) = 1349,3 тыс.т/Мпа

где Рi-1, Рi - пластовые давления соответственно за предыдущий и последующий i-ый год разработки, МПа.

3. Исходные и расчетные данные необходимо представить в виде таблицы 2.

3. График разработки нефтяной и газовой залежи

4. Режим данной нефтяной залежи водонапорный, так как при водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

В процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин.

Вывод: проделав данную лабораторную работу мы:

Ознакомились с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками.

В соответствии с вариантом задания, рассчитали на каждый год разработки залежи: среднегодовой газовый фактор, годовую добычу жидкости, среднегодовой процент воды в добываемой жидкости, удельную добычу нефти, т.е. количество нефти, добываемой на единицу падения пластового давления. Определили режим работы нефтяной залежи.

Размещено на Allbest.ru