Режимы работы залежи

 

     Основным  видом энергии, продвигающей нефть  по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой  шапки по сравнению с залежью  нефти в процессе эксплуатации последней  некоторый период времени дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором  нефти и скоростью продвижения  контакта газ—нефть.

     Пластовое давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта и по мере отбора непрерывно снижается.

     Газовые факторы остаются постоянными в  скважинах, расположенных вдали  от газовой шапки. В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное  перемещение контура газоносности (и контакта газ—нефть), которое  сопровождается резким нарастанием  газового фактора (рис. 2) в скважинах (особенно расположенных вблизи контакта газ—нефть) и переходом их на фонтанирование чистым газом.

     Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки  и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. К благоприятным условиям для проявления этого режима относятся высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.

     По  мере извлечения нефти из пласта и  снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ, как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает.

     Однако  при некотором напоре краевых  вод по мере снижения давления в  газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. Поэтому выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости закачивать газ в газовую шапку, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта.

     Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0,4—0,5, в отдельных случаях может достигать 0,6.

     Типичным  месторождением, имеющим огромную газовую  шапку с оторочкой нефти, является, например, Бугурусланское (Новостепановский и Калиновский участки).

 

     

     Рис. 2. График эксплуатации пласта при газонапорном режиме (режим газовой шапки)

     Условные  обозначения см. на рис. 1

5. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО  ГАЗА

 

     При режиме растворенного газа нефть  продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

     В процессе эксплуатации залежи дебит (после  достижения некоторого максимума) и  давление непрерывно снижаются. Давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.

     При этом режиме по мере нарастания числа  скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных  и текущих дебитов скважин. После  достижения максимальной проектной  добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижения общей добычи (рис. 3).  

     

     Рис. 3. График эксплуатации пласта при режиме растворенного газа

     А — А — гравитационный режим. Остальные  условные обозначения см. на рис. 1 

     Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в  дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в  результате падения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7 % (от объема пор) сильно уменьшает  фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима.

     Далее добыча нефти продолжает снижаться  и особенно быстро по мере выбытия  из эксплуатации части скважины.

     По  мере истощения залежи газовый фактор резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжают медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0,2—0,4.

     При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Поэтому даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами, а сечет их, что наблюдалось, например, в северо-восточной части залежи нефти (пласт С2) Апшеронского месторождения (Майкопский район). Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может частично проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ—нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа и нефти.

6. ГРАВИТАЦИОНЫЙ РЕЖИМ

 

     При гравитационном режиме движение нефти  по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.

     Различают напорно-гравитационный режим и  режим со свободным зеркалом нефти.

     Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется  высокой проницаемостью и более  или менее круто наклонен, что  облегчает продвижение нефти

     в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительными, что соответственно обусловливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи. Например, по пласту вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), имевшему режим растворенного газа, к моменту истощения газовой энергии и началу гравитационного режима нефтеотдача составляла всего 23%; благодаря высоким коллекторским свойствам пласта и благоприятным условиям проявления гравитационного режима конечная нефтеотдача пласта достигла почти 50 %, т. е. за счет гравитационного режима получено 27 % от промышленного запаса нефти.

     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.

     Нефть притекает лишь из площади, находящейся  в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная  поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса».

     Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1—0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения).

     В нефтеносных пластах с недостаточным  напором краевых вод (или при  отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обусловливающим  продвижение нефти по пласту к  забоям скважин, т. е. наблюдается переход  на гравитационный режим работы пласта.

7. ХАРАКТЕРИСТИКА  КОМПЛЕКСА ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ РЕЖИМА НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА

 

     Основными факторами, обусловливающими тот или  иной естественный режим пласта, являются геологические условия, а именно: структурно-тектонические особенности строения пород, с которыми связана залежь нефти, физические и литологические свойства коллекторов (особенно проницаемость), физико-химические свойства воды, нефти и газа и т. п. Поэтому при изучении режима залежи нефти следует учитывать общие геологические условия формирования и распределения залежей нефти в пределах рассматриваемой нефтегазоносной области. В процессе такого изучения могут быть выяснены условия залегания нефти, распределения нефти, газа и воды, их физические и химические свойства, геотермические условия в пластах, положение пьезометрических уровней, а также области питания.

     Структурные условия определяют характер и особенности  напора вод. Изучение тектонических  нарушений помогает установить направления  движения подземных вод и специфику  распределения пластовых давлений. Исследование литолого-физических и  коллекторских свойств пород позволяет выяснить условия, благоприятствующие проявлению того или иного режима, и, в частности, степень возможного проявления водяного напора.

     При благоприятных литологических свойствах  пород напор пластовых вод  будет активным и залежь будет иметь водонапорный режим. При неблагоприятных литологических свойствах пород в залежи проявится газонапорный режим или режим растворенного газа. Например, в пластах чистых песчаников большой мощности условия благоприятны для водонапорного режима и, наоборот, в пластах малой мощности, особенно в выклинивающихся и линзовидных, водонапорный режим почти полностью исключается. Неблагоприятны для проявления водонапорного (особенно эффективного) режима также пласты с тонким переслаиванием песков и глин; в этом случае следует ожидать одного из газовых режимов.

     Значительную  помощь для установления режима пласта оказывает изучение пластовой температуры. Обычно нормальная величина геотермической ступени наблюдается в тонко- и мелкозернистых песчаниках (песках), в которых почти не происходит естественного движения пластовых вод. В пластах, характеризующихся наличием крупнозернистых песчаников (песков) и вод с низкой минерализацией, обычно отмечается низкая пластовая температура и активный водонапорный режим. Наоборот, пласты, представленные мелкозернистыми песчаниками (песками) и отличающиеся высокой минерализацией пластовых вод, обычно имеют наиболее высокую пластовую температуру и, как правило, газовый режим (газонапорный или режим растворенного газа).

     Для выяснения режимов пластов важным является определение гипсометрии  выхода пластов на поверхность (для  установления области питания) и  гипсометрии области стока. Знание положения областей питания и  стока позволяет оценить пьезометрические уровни, направление движения вод  и возможные пластовые давления.

     В пластах с резко выраженным водонапорным режимом начальные пьезометрические уровни всегда занимают более низкое положение, чем в пластах с  газонапорным режимом, принадлежащих  к той же системе. Более низкое положение пьезометрических уровней  в пластах с водонапорным режимом  объясняется сравнительно низким гипсометрическим положением выходов песчаных пластов  в области стока (и сравнительно небольшими размерами стока).

     Помимо  указанного выше комплекса исследований в период геологических полевых  и разведочных работ для изучения режима залежи нефти необходимо также  использовать материал полученный уже в начальную стадию разработки. Поэтому следует наблюдать за изменением давления и дебита в процессе эксплуатации залежи и их взаимозависимостью, а также за динамикой изменения газового фактора.

     Следует иметь в виду, что режим нефтегазоносного пластая в процессе эксплуатации может изменяться под влиянием естественных и искусственных факторов. В настоящее время для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений очень широко применяют ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды и газа. В связи с этим давление в пласте поддерживается высоким, что позволяет иногда не только предотвратить смену лучшего режима худшим, но и перевести пласт на наиболее эффективные режимы вытеснения нефти водой. Поэтому в случае проведения мероприятий по воздействию на пласт указанные выше схемы могут значительно изменяться в зависимости от принятого метода воздействия.

     Помимо  изучения поведения пласта в процессе эксплуатации следует наблюдать  за продвижением контактов газ—нефть  и нефть—вода, устанавливая динамику продвижения их (а также соответствующих  контуров) за тот или иной срок.

     Необходимо  также учитывать поведение скважин, особенно фонтанных. При газонапорном (и газовом) режиме пласта скважины (особенно присводовые) фонтанируют бурно, с большим газовым фактором и высоким буферным давлением, а при водонапорном режиме — спокойно, обычно с небольшим газовым фактором и невысоким буферным давлением.

     Коэффициенты  продуктивности отдельных скважин  и всего пласта при разных режимах  различны. При газонапорном (и вообще газовом) режиме они имеют небольшую  величину (при большой разности статического и динамического уровней), которая  в процессе эксплуатации уменьшается, а при водонапорном режиме коэффициенты продуктивности сравнительно высокие (при небольшой разности статического и динамического уровней) и в  процессе эксплуатации, как правило, увеличиваются.

     Изучение  совокупности указанных выше факторов — основа для правильного установления режима залежи и проектирования рациональной разработки и эксплуатации пласта в  целом.

     До  выявления режима пласта не следует  назначать высокие дебиты скважин  во избежание нарушения естественного  режима работы пласта и ухудшения  условий добычи нефти.