Обобщение и реализация режимов

Смешанные режимы

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 р _з ниже р _н. Давление на контуре нефтеносности может равняться р_н 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.

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).

На основании изучения опыта разработки залежей страны М. М. Иванова установила, что естественный водонапорный или активный упруговодонапорный режим характерен для многих залежей в Куйбышевской, Саратовской и Волгоградской обла­стях, Чечено-Ингушетии, Ставропольском крае, Восточной Ук­раине, Туркмении. Преимущественно водонапорный режим свой­ствен и некоторым залежам Азербайджана, Эмбинского района, Узбекистана, Таджикистана. Искусственный водонапорный ре­жим в разных масштабах применяют практически во всех неф-тегазодобывающих районах страны в основном в начале раз­работки залежей, а после отбора значительной части запасов— главным образом на месторождениях южных районов СССР (Азербайджан, Средняя Азия, Северный Кавказ). В Татарии, Башкирии, Пермской и Оренбургской областях, Западной Си­бири, Коми АССР, Сахалинской области, Западном Казахстане, Белоруссии залежей, разрабатываемых при естественном водо­напорном режиме, почти нет. При малоэффективных естествен­ных режимах (газонапорном, растворенного газа, гравитацион­ном) в настоящее время разрабатываются некоторые залежи в южных районах страны, в Башкирии (в Предуральском про­гибе), на Сахалине, в Коми АССР. Для этих залежей искус­ственный водонапорный режим не мог быть применен в связи с весьма малой проницаемостью коллекторов или высокой вяз­костью нефти.

2.3. Нефтеотдача залежи

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки — нефтеотдача (степень пол­ноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом неф-теотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффици­енты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдани (текущей нефте-отдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) 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 балансовым запа-

сам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от ко­нечного (фактического) тем, что он обосновывается и планиру­ется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. На основании экспериментальных и статистических промыс­ловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеот­дачи в зависимости от режимов работы залежей могут прини­мать такие значения:

водонапорный режим.............. 0,5—0,8

газонапорный режим.............. 0,1—0,4

режим растворенного газа............ 0,05—0,3

гравитационный режим............. 0,1—0,2

Так как напорные режимы характеризуются высокими ко­нечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими тем­пами отбора нефти, то часто с самого начала разработки це­лесообразно изменить естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо­напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается не­подвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону про­цесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к си­стеме скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) ц представляют (по предложению А. П. Крылова) как произведе­ние коэффициентов вытеснения нефти из пласта h_в и охвата пласта разработкой h_о:

h= h_вh_о (1.8)

Под коэффициентом вытеснения h_впонимают отношение объ­ема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициент вы теснения зависит в основном от кратности промывки (отноше­ния объема прокачанного рабочего агента к объему пор), 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, по данным М. Л. Сургучева, 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,

Под коэффициентом охвата h_опонимается отношение объ­ема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефте-содержащей породы. Он характеризует потери нефти по тол­щине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добываю­щих скважин, разрезающих рядов нагнетательных 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 про-пластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути уп­равления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Уве­личение коэффициента нефтеотдачи — актуальная и важная на­роднохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

2.4. Газоотдача залежи.

2.5. Распределение давления в пласте при фильтрации жидкости и газа.

2.6. Приток жидкости и газа в скважины.

Дата добавления: 2015-06-30