Упруго-водонапорный режим

РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Режимом нефтяной залежи называют характер проявления сил, движущих нефть в коллекторе, которые зависят от физико-геологических природных условий и мероприятий, осуществля­емых при ее разработке.

Природа действующих сил, а, следовательно, и режимы опре­деляются в основном гидродинамической системой подземного резервуара.

Выделяют три основных типа подземных резервуаров:

1) открытый, с активной краевой или подошвенной водой для которого характерно проявление энергии упруго-водонапорной системы;

2) закрытый, в котором отсутствует напор краевых или подо­швенных вод, характерно проявление энергии упруго-замкнутой системы;

3) закрытый, приуроченный к трещиноватым известняковым коллекторам, в котором пластовое давление аномально высокое и соответствует горному давлению пород, а не гидростатическому напору вод, соответствующему глубине залегания залежи.

По признаку основного источника движущих сил выделяются следующие естественные режимы работы нефтеносных залежей:

1) упругий режим нефтяной залежи;

2) упруго-водонапорный режим пласта;

3) режим растворенного газа;

4) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5) гравитационный режим;

6) упруго-замкнутый режим (возможно с аномально высоком пластовом давлении).

Режим залежи, помимо системы подземного резервуара и основного источника пластовой энергии, обусловливается:

1) однородностью и проницаемостью коллектора;

2) качеством нефти, вязкостью и смачивающей способностью нефти и вытесняющей ее жидкости;

3) отношением пластового давления к давлению насыщения;

4) типом залежи (массивная, пластовая, в последнем случае еще и углом падения пласта);

5) трещиноватостью коллекторов.

В промысловой практике режимы залежи определяются построе­нием кривых, которые показывают характер изменения во времени:

1) среднего пластового давления;

2) добычи нефти и воды по залежи в целом;

3) газового фактора.

Кроме этого, строят карты перемещения контуров нефтенос­ности и подсчитывают значения текущего и конечного коэффи­циентов нефтеизвлечения.

Режим характе­рен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии явля­ются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давле­ние выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода.

При вскрытии скважиной залежи нефть в скважину вначале будет поступать в результате упругого расширения только нефти, находящейся в призабойной зоне пласта. Однако после того, как зона влияния пониженного давления в скважине дойдет до контура воды, она будет вытесняться в основном под влиянием расши­рения законтурной воды.

При упруго-водонапорном режиме в начальный период раз­работки пластовое давление и дебиты скважин по мере извлече­ния нефти падают быстро. Удельная добыча нефти на одну атмо­сферу падения пластового давления в начале эксплуатации обычно небольшая, в процессе эксплуатации начинает увеличиваться. Это объясняется ростом радиуса воронки депрессии вокруг сква­жин. С увеличением радиуса депрессии в работу вовлекаются все новые и новые объемы жидкости, обладающие большим за­пасом упругой энергии.

После снижения пластового давления до давления насыщения резко увеличивается удельная добыча на 0,1 МПа падения давле­ния. Последнее объясняется тем, что начинает выделяться сво­бодный газ, обладающий большим запасом упругой энергии.

Газовый фактор, который в период разработки с пластовым давлением выше давления насыщения оставался постоянным, после снижения пластового давления ниже давления насыщения начинает увеличиваться и упруго-водонапорный режим в центре залежи начнет переходить на типичный режим растворенного газа. Обычно в таких случаях на периферийных частях залежи скважины, продолжают еще некоторое время работать при упруго-водонапорном режиме.

При упруго-водонапорном режиме скважины рано или поздно неизбежно начинают обводняться. Дебиты нефти после появления в скважинах воды уменьшаются вследствие увеличения доли воды в жидкости. В конце концов крайние скважины обводняются пол­ностью, т. е. переходят на добычу чистой воды и выводятся из эксплуатации.

Обычно разработка залежи при упруго-водонапорном режиме протекает следующим образом. Вначале вся залежь находится под воздействием напора краевых вод. Нефть по периферии за­лежи вытесняется водой. Пластовое давление быстрее всего па­дает в центре залежи. Поэтому центральные скважины в первую очередь переходят на режим растворенного газа, который потом распространяется на всю залежь.

После истощения энергии растворенного газа по дренирован­ному пласту происходит неравномерное продвижение воды к центру залежи. Режим растворенного газа в одних частях залежи снова переходит в упруго-водонапорный только с очень низкими пластовыми давлениями, в других — на режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытесне­ния нефти водой.

Коэффициент извлечения нефти зависит от фильтрационных свойств пласта и может варьироваться - от 0,2 до 0,8.

Очень важно при упруго-водонапорном режиме не допускать перехода на режим растворенного газа. Для этой цели проводится искусственное поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, расположенные в законтурной части залежи, а если залежь большого размера и влияние закачки воды в закон­турные скважины не доходит до центральной части залежи, то ее разрезают нагнетательными скважинами на отдельные участки, и каждый участок разрабатывается с поддержанием давления как самостоятельная залежь.

При разработке залежи с поддержанием давления путем за­качки воды пластовое давление в процессе разработки остается постоянным, газовый фактор тоже постоянный.

Давление в пласте в процессе эксплуатации поддерживается несколько выше давления насыщения. Вследствие этого газ из нефти не выделяется и проницаемость коллектора для нефти до по­явления воды остается постоянной. Дебиты скважин постоянны и устойчивы. Изменяются только с изменением противодавления по воле оператора. Такой режим называется искусственным - жест­ким водонапорным режимом.

Коэффициент извлечения нефти достигает 50—70%. Поэтому в России месторождения с упруго-водонапорным режимом и с режимом растворенного газа в подавляющем большинстве случаев разрабатываются с применением искусственного заводнения. Зачастую высокая компенсация отборов жидкости закачкой воды приводит к резкому росту обводненности продукции в результате опережающего прорыва воды по высоко проницаемым разностям, что приводит к значительному снижению коэффициента извлечения нефти до 10 - 20%.

Дата добавления: 2014-01-11