Объекты разработки нефтяных месторождений (понятие).

Массивные залежи

В массивных залежах ско­пление нефти контролируется кровлей очень мощного пласта и подошвенной водой.

Для образования и сохранения залежей всех четырех под­групп необходимо, чтобы они были перекрыты непроницаемыми глинистыми или хемогенными осадками.

Литологически ограниченные залежи

Литологические залежи образу­ются в пористых породах, ограни­ченных с трех или со всех сторон слабопроницаемыми породами.

Объекты разработки нефтяных месторождений (понятие).

Эксплуатационным объектом следует называть пласт или группу пластов, предназначенных для совместной (одновременной) разработки одной серией эксплуатационных скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов (объектов разработки). Эксплуатационный объект, в который объединяется несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, называется многопластовым эксплуатационным объектом.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляются контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Основные особенности эксплуатационного объекта разработки – это наличие в нём промышленных запасов нефти и присущая данному объекту группа скважин при помощи которых он разрабатывается. Объединение пластов в единый объект может осуществляться в том случае если коллекторские свойства этих пластов одинаковы.

Системы разрабртки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация)

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распростра­ненной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заклю­чается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следу­ющем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воз­действия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

№6. Основные критерии в выборе системы разработки для конкретного месторождения.

Система разработки нефтяного Месторождения - это комплекс геолого-технических мероприятий (решений) по размещению скважин, по заданию режимов работы скважин и в целом по управлению процессом фильтрации и энергетическим балансом в эксплуатационных объектах. В системах разработки можно выделить две группы: без ППД (режимы на истощение) и с ППД (принудительные режимы)

Выбор СР для реализации должен исходить из принципа рациональности:

1) Обеспечение максимальных отборов.

2) Обеспечивайте наименьшей себестоимости нефти.

3) Обеспечение наибольшего конечного коэффиц. нефтеотдачи.

Обоснование рациональных СР: начинается с проведения геолого-разведочных работ на перспективной площади. Эти работы обычно завершаются подсчетом запасов нефти и попутного газа.

В настоящее время ввод м/р в разработку ведется по категорийности с запасами С1 иС2 (пробурено 6-12 скважин на структурах) в условиях лицензирования количество скважин уменьшается до единиц на залежах- спутниках.

В новых условиях задачи доразведки и уточнения запасов перекладывается на экспл.фонд скважин (с применением детальной сейсмической съемки).

2)На основе геолого-промысловой информации создается геолого-математическая модель пласта.

3) На созданную модель накладываются технологические ограничения по дебитам и давлениям. ΔРпред.заб.< Рпл-Рнас.

4) В многовариантном подходе к выбору сеток, режимов работы расчет технологических показателей на период 6-8 лет на перспективу.

5) Обоснование ТЭП по каждому варианту.

6) Выбор рационального варианта (утверждение варианта ЦКР и ТКР).

Эта последовательность может быть выполнена как при составлении первого основного документа на разработку, так и всех последующих.

Пример разукрупнения ЭО из практики разработки нефтяных месторождений З.Сибири.

Наиболее ярким является пример из истории разработки самого крупного месторождения З.Сибири - Самотлорского: в процессе освоения месторождения было сначала (по техсхеме на разработку первоочередного участка - юго-западного) выделены два ЭО - нефтяные пласты БВ₁₀ и БВ₈ — нижний ЭО, нефтегазовые залежи пластов AB₁ + АВ_2-3 + АВ_4-5 - верхний ЭО. В проекте на разработку уже выделено 10 ЭО со своими сетками скважин, причем с уплотнением их от 56 га/скв. до 16 га/скв. Например, горизонт БВ₈ был разделен на 3 объекта: БВ₈°, БВ₈^1-2 и БВ₈³

Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения. Метод фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова. Интерференция скважин и влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу.

Интерференция скважин.

Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется множеством скважин, каждая из которых имеет потенциал на стенке скважины и на контуре питания. Суммарный дебит скважин должен обеспечить заданный темп и объем отбора нефти или газа из месторождения. При этом возникают гидродинамические задачи:

- определить давление на забое скважины при заданных дебитах;

- определить дебиты при заданных забойных давленях.

 

При решении гидродинамических задач необходимо учитывать, что при работе скважин наблюдается их взаимное влияние друг на друга (т. е. интерференция скважины), в результате которой средний дебит скважин при увеличении их числа падает, поэтому при вводе в эксплуатацию новых скважин суммарная добыча нефти на месторождении растет не прямо пропорционально числу скважин, а значительно медленнее как показано на графике (рис 1.)

Рассмотрим некоторую точку и расположим вокруг нее пять стоков. Задача состоит в том, чтобы вычислить распределение потенциала и направление скорости фильтрации в пласте от каждого стока при условии, что ввод стоков осуществляется от первого до пятого (т. е. по порядку).

Первый сток работает с интенсивностью q_1. Тогда значение потенциала Ф для первого стока определится следующим образом:

Ф₀₁(r₀₁) = (q₁/2π)·lnr₀₁ + C₁

Для второго стока: Ф₀₂(r₀₂) = (q₂/2π)·lnr₀₂ + C₂ и т.д. для др. стоков.

Суммарный потенциал в нулевой (рассматриваемой) центральной точке определится след. образом:

Ф(О) = (q₁/2π)·lnr₀₁ + C₁

где С_i – постоянная интегрирования потенциалов

Выводы:

- в результате интерференции скважин работающих в одинаковых условиях прирост суммарного дебита уменьшается;

- чем ближе скважины друг к другу в цепочке, тем сильнее сказывается эффект интерференции, сл-но суммарный дебит меньше;

- на суммарную добычу большое влияние оказывает расстояние до контура питания или цепочки нагнетательных скважин;

- при приближении нагнетательных скважин к добывающим эффект интерференции уменьшается, сл-но суммарный дебит увеличивается.

13. Основные технологические ограничения в разработке нефтяных месторождений прежде всего распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.

Например, при фонтанной эксплуатации скважины возможно накопление газа в затрубном пространстве и как следствие возможен периодический прорыв газа к башмаку фонтанных труб, соответственно работа скважины нарушается. Такое явление называют пульсацией. А если в добываемой продукции содержится песок, то изменение забойного давления способствует пробкообразованию. Для обеспечения нормальной работы такой скважины необходимо контролировать рост давления в межтрубном пространстве.

Также при любом способе эксплуатации, применяемом на месторождении, необходимо контролировать забойные давления и динамические уровни работы скважины для того, чтобы недопустить выход из строя и обеспечить нормальную работу добывающего оборудования (УШГН, ЭЦН и т.п.).

Ограничения норм отбора нефти из скважин: Максимально допустимый отбор который скважина может дать, чаще всего недопустим, так как это влечет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное извлечение нефти и может вывести скважину из строя вследствие смятия колонны или разрушения пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора – максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации. Для газовых залежей норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода.

Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и т.д.

Задачи промысловых методов.

1) контроль за динамикой дебитов;

2) контроль за процессами обводнения продукции скважин;

3) контроль за динамикой фонда скважин;

4) контроль за текущими показателями (суточные, месячные, квартальные, годовые отборы и закачки);

5) контроль за стадийностью разработки месторождения (по динамике годовых отборов нефти);

6) контроль за темпом разработки (по величине годового отбора нефти в % от цифры извлекаемых запасов);

7) контроль за текущим показателем компенсации годовых отборов жидкости закачкой;

8) контроль за накопленными показателями (нефти, жидкости, закачки);

9) контроль за динамикой накопленной компенсации на начало каждого года;

10) контроль за эффективностью различных ГТМ по характеристикам вытеснений;

11) определение текущей нефтеотдачи по объектам разработки и по месторождению.

В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.

2.Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;

2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).

3.Задачи гидродинамических методов контроля:

Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:

1) контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);

2) контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (К_пр) скважин при процессах обводнения продукции скважин;

3) контроль за распределением К_пр по площади разбуренного объекта разработки;

4) контроль за динамикой К_пр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);

5) контроль за динамикой К_пр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);

6) то же при приобщении пластов.

Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:

1) выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;

2) выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;

3) оценка эффективности ОПЗ скважинах.
Методами гидропрослушивания решаются задачи:

1) устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;

2) контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;

3) контроль за характером гидродинамической связи между пластами;

4) расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.

4. Задачи физико-химических методов:

1) Определяются источники обводнения продукции скважин.

2) Контроль за проведением трассерных исследований (закачка красителей, изотопов).

3) Контроль за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей (по коэффициенту светопоглощения).

При выработке нефтяной части должно быть преимущественно обеспечено преимущественно вытеснение нефти водой, а не газом. Т.к. коэффициент вытеснения водой больше, чем газом, также коэффициент охвата при вытеснении нефти водой больше, чем газом.

Как определить текущий КИН?

Под текущим коэффициентом извлечения нефти отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQB/V_п или η от Σ Q_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти, Q_{вз -} вода закаченная в пласт). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Σ Q_вз/Vn в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η ₁ на коэффициент η ₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η ₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η ₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

/ — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая

обводненность v

или Ки.н. — К вт К з К охв

где К вт - коэффициент вытеснения нефти водой; К з - коэффициент заводнения; К охв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между К вт и К пр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость кол-лекторских свойств по площади и разрезу, определение значений К вт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения К пр. Если для высокопроницаемых пластов К вт достигает 0,8 - 0,95, то в малопро-ницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, К вт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение К вт учитывается одновременно со значением К охв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение К вт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуата-ционного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

Что такое ГНК и ВНК?

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось

Упруго-водонапорный режим.

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%.

Газонапорный режим

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

отсутствие газовой шапки;

геологическая залежь должна быть запечатана.

 

Гравитационный режим

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

 

Рис. 12. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме:

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

При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (2.43)

где ΔV - приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP - приращение давления (понижение давления); V - первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды ;

для нефти ;

для породы .

Обычно для оценки с