ВВЕДЕНИЕ

 

     Данная  курсовая работа представляет собой  краткое обобщение и анализ современных  знаний по теме «Режимы нефтяных и  газовых пластов».

     Задачи  курсовой работы:

1. Дать определение термину «режим нефтегазоносного пласта»;
2. Привести краткое описание режимов нефтяных и газовых пластов;
3. Описать комплекс исследований для изучения режимов нефтяных и газовых пластов.

     При написании работы использован материал из следующих изданий:

     Жданов  М.А. «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» (1981г); Иванова М.М., Чоловский И.Л. «Нефтегазопромысловая геология» (2000г) и др.

     Основная  часть работы состоит из следующих  разделов: режимы нефтяных пластов, водонапорный режим, упруго-водонапорный режим, газонапорный режим (режим газовой шапки), режим растворённого газа, гравитационный режим, характеристика комплексов исследований для изучения режима нефтеносного пласта, режимы работы газоносных пластов. В основной части использовано 3 рисунка.

     Объём работы 27 страниц. В конце приведено  графическое приложение в формате  А3 «График эксплуатации пласта при упруго-водонапорном режиме».

 

1. РЕЖИМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ  ПЛАСТОВ

 

     Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих  от физико-геологических природных  условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру  изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру  изменения давления в зависимости  от отбора жидкости и т. п. Режим пласта — сложный комплекс проявлений его  движущих сил, который еще более  усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

     Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения  контура нефтеносности и т. п.

     Знание  режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы  разработки и эффективного использования  пластовой энергии с целью  максимального извлечения нефти  и газа из недр. Первые серьезные  научные работы по изучению режимов  нефтеносных пластов проведены  в Грозненском районе в 1922— 1927 гг. Особенно следует отметить работы В. П. Яковлева, Н. Т. Линдтропа и др. Большое значение для изучения режимов нефтеносных пластов имели ежегодные совещания геологов, проходившие под председательством И. М. Губкина.

     Значительную  роль в развитии знаний о режимах  нефтяных месторождений сыграл съезд  ВНИТО нефтяников, состоявшийся в  Баку в 1933 г. На этом съезде впервые  было указано на возможность наличия  в пределах нефтеносного пласта не одного режима, а нескольких.

     В 1936 г. И. Н. Стрижов высказал идею о наличии в нефтеносных пластах упруго-грузового режима. В 1948 г. В. Н. Щелкачев дал аналитические выражения упругого режима пластовых водонапорных систем.

     К настоящему времени установлено, что  нефтяной или газовый пласт по всей площади представляет собой единую гидравлически связанную систему (если он не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки и не имеет линзовидного строения). Поэтому влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую ее водонапорную область вплоть до границ пласта. Следовательно, запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и окружающих ее областей, а также в связи со свойствами жидкостей и пород всего нефтяного пласта. 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 из нефти растворенного газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, возникающего за счет силы тяжести самой нефти.

     Нефть и газ могут двигаться в  результате проявления как одного основного, так и нескольких видов пластовой  энергии одновременно; эффективность  действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины, а также пропускной способностью пород (их проницаемостью) и вязкостью жидкости.

     При хорошей проницаемости пород, достаточной  подвижности жидкости в пласте и  соответствии отборов жидкости пропускной способности пластовой системы  при данном напоре энергия напора краевой воды может проявляться  систематически и длительное время.

     Весьма  важную роль в процессах движения нефти и газа в пласте играет энергия  упругости пластовой водонапорной системы. 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 огромными, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться  существенным фактором движения нефти  к забоям нефтяных скважин.

     Энергия газа проявляется в виде упругой  энергии сжатого свободного газа при наличии газовой шапки  или в виде энергии выделяющегося  из нефти растворенного в ней  газа при понижении давления. Запасы энергии сжатого газа в залежи обычно ограничены и зависят от объема газовой шапки, запасов нефти, соотношений  объемов газоносной и нефтеносной  зон пласта, величины пластового давления, растворимости газа в нефти.

     Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести  пластовых жидкостей, проявляется  в тех случаях, когда пласты залегают под некоторым углом к горизонту. Величина напора при этом зависит  от угла падения продуктивных пластов. Уровень жидкости в пласте понижается нередко ниже кровли пласта и движение жидкостей происходит со свободной поверхностью.

     В процессе движения нефти и газа в  пласте чаще всего действуют различные  виды энергии одновременно. Однако в зависимости от геологических  условий и условий эксплуатации залежи та или иная энергия может  оказаться основной, превалирующей  в обеспечении притока нефти  и газа к забоям скважин.

     В зависимости от природы преимущественно  действующих сил в настоящее  время выделяют следующие основные режимы работы нефтяных залежей:

     1) водонапорный режим;

     2) упруго-водонапорный режим;

     3) газонапорный режим (или режим  газовой шапки);

     4) режим растворенного газа;

     5) гравитационный режим.

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

 

2. ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

     нефтегазоносный пласт залежь недра

     При водонапорном режиме основным видом  энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.

     На  начальном этапе разработки с  увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти вплоть до достижения намеченного проектного уровня. В  дальнейшем, при поддержании добычи на достигнутом уровне наблюдается  также стабилизация пластового давления, а затем, по мере появления наступающей  краевой воды, количество воды в  жидкости возрастает, а добыча нефти  соответственно снижается (рис. 1). В  результате обводнения часть скважин  выбывает из эксплуатации, что приводит к снижению общего отбора жидкости и некоторому повышению пластового давления.

     В связи с дальнейшим нарастанием  обводнения и непрерывным снижением  добычи нефти возникает необходимость  в увеличении отбора жидкости (форсировке), вплоть до полного отбора нефти.

     Пластовое давление в каждый данный момент зависит  от текущего отбора жидкости. Газовые  факторы остаются низкими и постоянными, соответствующими количеству растворенного  газа в нефти, если в результате отбора жидкости давление не падает ниже давления насыщения нефти газом.

     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 до выхода пласта на поверхность) обычно составляет не менее 15—25 км, а проницаемость пород — не менее 1,02 - 10-12 м2. Классическим примером проявления водонапорного режима на месторождениях России, где он и был детально изучен (Н. Т. Линдтропом), являются пласты XIII и XVI Новогрозненского месторождения.

     При эффективном водонапорном режиме коэффициент  нефтеотдачи колеблется в пределах 0,65—0,80, в зависимости от коллекторских свойств пород и других факторов. 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  

     

     Рис. 1. График эксплуатации пласта при водонапорном режиме

     Кривые: Qн— добычи нефти; QB — добычи воды; рпл —пластового давления; rр — газового фактора; рнас — давления насыщения 

     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, насыщающих его. 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.

3. 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 (при отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при 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 момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отбора жидкости из пласта.

     Следовательно, рост добычи нефти при этом режиме зависит от темпа ввода скважин  в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные  дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более  низкого пластового давления. В этом случае достигнутая текущая добыча нефти будет ниже по сравнению  с добычей при более быстром  вводе скважин в эксплуатацию.

     При этом режиме наблюдается быстрое  снижение пластового давления и добычи нефти, несмотря на то что число эксплуатационных скважин еще продолжает увеличиваться.

     Газовый фактор является постоянным до момента  снижения пластового давления ниже давления насыщения. При снижении пластового давления ниже давления насыщения газовый  фактор растет, нефть, теряя растворенный газ, становится более вязкой и вследствие этого общая добыча нефти начинает снижаться в более быстром  темпе (см. приложение). 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 на ряде месторождений восточных районов России (Туймазы, Ромашкино) и др.

4. ГАЗОНАПОРНЫЙ  РЕЖИМ (РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ)