Энергетическая характеристика залежей

Ван Орстранд провел интересные региональные исследования геотермии нефтяных месторождений США. Он указал, что величина геотермического градиента (в °С/100 м) возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклиналях. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали — зонами пониженной температуры.

Как известно, для верхних  слоев земной коры (10—20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 л и значительно колеблется для различных участков земного шара. Так, например, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8—12 м, Апше- ронского полуострова (по данным Ш. Ф. Мехтиева) 21—37 м, ряда месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 80—100 м, для золотоносных месторождений Южной Африки около 110 м, для нефтяного района штата Вайоминг 11л. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхност ное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин. Поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

Знание температуры в  залежи иефти оказывает большую  помощь при изучении свойств пластовых  жидкостей и газов, при проектировании и анализе разработки и мероприятий по воздействию на пласт в целях обеспечения максимального использования запасов иефти и газа.

 

3.Режимы залежей нефти  и газа.

Режимом газонефтеносного 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 его дебита во времени, пластового давления во времени, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. д. Режим пласта — сложный комплекс проявления его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

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

Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

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 линзовидное строение).

В связи с этим влияние  эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую водонапорную область вплоть до границ пласта. Поэтому 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 в основном одного, так и различных видов пластовой энергии одновременно; эффективность действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины и зависит от пропускной способности пород (их проницаемости) и вязкости жидкости.

При хорошей проницаемости  пород и достаточной подвижности  жидкости в пласте, а также при  соответствии отборов жидкости и  пропускной способности пластовой  системы при данном напоре энергия  напора краевой воды может проявляться  систематично 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 огромны, то оказывается, что упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, движущим нефть 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 и последние  два — режимы истощения пластовой  анергии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1Водонапорный режим.

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием  давления краевых или законтурных  вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или  дождевых вод или за счет непрерывной  закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного  режима

 

Где P_пл - среднее пластовое давление, P_нас - давление насыщения.

 

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется  только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис.5)обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем - русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому  давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 - 8 % от извлекаемых запасов  в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой  водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, естественного водонапорного режима, пластовое давление и газовый фактор.

 

 

 

 

 

Рис. 5

 

Стабильность газового фактора  обусловлено еще и тем, что  при Pпл > Pнас выделения газа в  пласте не происходит, поэтому с  каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в  ней растворено при пластовых  условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может  растягиваться во времени, так как  по хорошо проницаемым прослоям пластовая  вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

 

 

Рис. 2.4. Изменение во времени  основных

характеристик водонапорного  режима

 

 

В отличие от естественного  водонапорного режима при искусственном  непрерывный напор воды, вытесняющей  нефть, создают ее нагнетанием с  поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор  не обязательно должен иметь выход  на дневную поверхность для получения  непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых  термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при  изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить  быстро (теоретически мгновенно), поэтому  этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых  в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

3.2Упруговодонапорный 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 (или отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания  или 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 данный момент эксплуатации зависит и от текущего и от суммарного отбора жидкости из пласта.

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  в ряде месторождений восточных  районов (Туймазы, Ромашкино) и др.

3.3Газонапорный режим  (или режим газовой шапки)

Основной энергией, 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 залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта    газ-нефть.

В этих условиях пластовое  давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и скоростью продвижения контакта газ — нефть (т. е. давление в отдельных участках пласта не снижается виже давления растворимости газа в нефти). В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ — нефть).

Эффективность газонапорного  режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств  пласта и характера структуры. Благоприятными условиями для проявления этого  режима являются 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, смачива-ющая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. В связи со сказанным 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 надо закачивать газ в газовую шапку для того, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта

Коэффициент нефтеотдачи  при газонапорном режиме   колеблется в пределах 0,5—0,7.

Месторождения Бугурусланское (Новостепановский и Калиновский  участки).

3.4 Режим растворённого  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 и давление непрерывно снижаются. Давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта. Газовые факторы в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате снижения пластового давления) свободного газа даже и количество 7% (от объема пор) сильно снижает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,2-0,4.