Глава 9. Природные режимы залежей нефти и газа

 

 

Приток жидкости и газа к забоям нефтяных или газовых скважин обусловлен разностью между пластовым и забойным давлениями. Величина этого перепада или депрессии давления зависит от отбора жидкости (газа) из скважин, физических свойств пород пласта и жидкости, а также от вида пластовой энергии, которая обусловливает добычу нефти и газа.

Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ притекают к забоям скважин, являются: энергия напора пластовых вод; энергия свободного и выделяющегося при понижении давления растворенного в нефти газа; энергия упругости сжатых пород и жидкостей; энергия напора, обусловленного силой тяжести самой нефти.

Запасы пластовой энергии в процессе эксплуатации залежи расходуются на преодоление сил, противодействующих движению нефти и газа в пласте: сил внутреннего трения жидкостей и газов, трения их о породу, а также капиллярных сил. Силы трения обусловлены вязкостью жидкостей и газов.

Нефть и газ могут двигаться в результате проявления как одного, так и различных видов пластовой энергии одновременно. В дальнейшем будет показано, что от энергетических особенностей месторождения зависит весь ход разработки и эксплуатации залежей.

Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период эксплуатации. В соответствии с этим выделяются следующие режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный или режим газовой шапки, режим растворенного газа, гравитационный.

Кроме перечисленных в залежах могут проявляться смешанные режимы, возникающие при одновременном действии двух или нескольких источников пластовой энергии.

 

Водонапорный режим

 

Основным видом энергии при этом режиме является напор краевой воды. Напор вод может создаваться также искусственно путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины. При чисто водонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает отобранные нефть и газ, что обеспечивается следующими геологическими условиями: небольшой удаленностью залежи от области питания; высокой проницаемостью и относительно однородным строением пласта-коллектора, как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствием тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкостью пластовой нефти. Одно из важнейших условий проявления водонапорного режима – большая разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки. Контур нефтеносности при этом режиме непрерывно перемещается и сокращается.

При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе жидкости из пласта стабилизируется, что является доказательством водонапорного режима с полным замещением нефти, извлекаемой из пласта, водой. Благодаря медленному падению пластового давления в залежах с водонапорным режимом дебит скважин длительное время остается примерно постоянным, как и газовый фактор, но до тех пор, пока давление на забое скважин не станет ниже давления насыщения.

Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме приведена на рисунке 12. При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти – 0,6-0,8.

 

Рис. 12. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки; 1 – интервалы перфорации; 2 – вода; 3 – нефть; 4 – направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач – начальное, ВНКтек – текущее; ВНКК – конечное; давление: рпл – пластовое, рнас – насыщения; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

 

 

Упруго-водонапорный режим

 

Пластовые жидкости и сами породы сжимаемы, поэтому в пластовых условиях они обладают запасом «упругой» энергии, освобождающейся при снижении давления.

Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны, но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия породы, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин. При этом, вследствие падения пластового давления, породы и жидкости расширяются.

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющих слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, а также вследствие больших размеров залежи и, соответственно, значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим обычно характерен для залежей с повышенной вязкостью нефти, а также для залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен таковому при водонапорном режиме, однако, вследствие пониженной проницаемости пластов, повышенной вязкости нефти и других причин доля запасов в невырабатываемых участках залежи, по сравнению с их долей при водонапорном режиме, несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 13) имеет сходство с их динамикой при водонапорном режиме и отличия от нее. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления.

 

Рис. 13. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

давление: Pпл – пластовое, Pнас – насыщения; годовые отборы: Qк – нефти, Qж – жидкость; В – обводнённость продукции; G – промысловый газовый фактор; кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

 

Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5-0,55.

 

Газонапорный режим

 

Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. В залежах этой категории имеются газовые шапки, которые могли образоваться только после полного насыщения нефти газом при данном пластовом давлении.

Вытеснение нефти происходит вниз по падению пласта. Давление снижается очень медленно.

При правильной разработке залежи газовый фактор практически остается постоянным. Добыча из пласта, имеющего газовую шапку, возрастает спокойно и, достигнув максимума, также спокойно падает ( рис. 14 ). Такой режим работы пласта принято называть режимом газовой шапки или газонапорным режимом.

 

Рис. 14. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки; 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНК_НАЧ; положение ГНК: ГНК_НАЧ – начальное, ГНК_ТЕК – текущее, ГНК_К – конечное; давление: Pпл – пластовое, Pнас – насыщения; годовые отборы: Qк – нефти, Qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Kизвл.н – коэффициент извлечения нефти (КИН).

 

Необходимые геологические условия проявления режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 1,5-2,0 мПа·с).

Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выделением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. Такой режим можно назвать газоводонапорным. При правильной разработке такого рода залежей коэффициент извлечения нефти достигает 0,35-0,45.

Разумеется, что при режиме газовой шапки и газоводонапорном режиме ни в коем случае нельзя добывать газ из газовой шапки. Это ведет, с одной стороны, к нерациональной растрате пластовой энергии, а с другой, – к большой потере нефти на смачивание сухого песка нефтью при перемещении газонефтяного контакта в сторону свода.

 

Режим растворенного газа

 

Силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин при этом режиме является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения газ, выделившийся из нефти, примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличится, а это повлечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Вначале, когда пузырьков газа в порах сравнительно мало, относительная проницаемость пласта для газа еще очень низка, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через породу, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора.

По мере снижения пластового давления степень разрежения нефти возрастает, количество пузырьков газа в пласте увеличивается, одновременно увеличивается относительная проницаемость пласта для газа, а относительная проницаемость пласта для нефти резко уменьшается. В силу этого все большее количество газа проскальзывает к забоям скважин, не выталкивая нефть, поэтому, по мере разработки пласта газовый фактор будет возрастать сначала медленно, а затем очень быстро.

После того, как в пласте будет добыто 8-10% нефти от ее первоначального объема, относительная проницаемость пласта для нефти станет крайне низкой, а для газа – высокой, в результате чего дебиты газа будут очень большими, а дебиты нефти – незначительными. Этот период разработки характеризуется стремительным снижением общей добычи нефти и большой величиной газового фактора.

Вследствие большой подвижности газа, по сравнению с подвижностью нефти, дегазация залежи произойдет быстрее, чем она будет истощена. В результате этого газовый фактор, достигнув максимума, опять уменьшится, после чего нефть к забоям скважин будет подтекать в основном под действием силы тяжести самой нефти.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, уменьшается только степень насыщенности породы нефтью. При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 0,1-0,2 и только в исключительно благополучных случаях (однородный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 0,2-0,25. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа показана на рисунке 15.

 

Рис. 15. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа

давление: Pпл – пластовое, Pнас – насыщения; годовые отборы: Qн – нефти, Qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор;

Kизвл.н – коэффициент извлечения нефти (КИН)

 

 

Гравитационный режим

 

Этот режим может иметь место в условиях полной изоляции залежи от водоносной части (тектоническое или литологическое экранирование), а также при отсутствии газа (свободного или растворенного в нефти).

Движение жидкости по пласту зависит от высоты залежи или крутизны складки (перепад высот между забоями скважин и различными точками залежи должен быть достаточно большим, чтобы обеспечивать существенную разницу гравитационных потенциалов, под влиянием которых происходит движение жидкости в пласте).

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Режим может быть также природным в залежах, расположенных на малых глубинах, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа.

При гравитационном режиме нефть отбирается очень низкими темпами – менее 2-1% в год от начальных извлекаемых запасов.

Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показаны на рисунке 16.

 

Рис. 16. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика годовых отборов нефти Qн; 1-3 – последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти

 

Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти – единицы кубометров в 1 м3. Примеры: Ярегское месторождение, длительно разрабатываемые залежи нефти Апшеронского полуострова.