Режимы работы нефтяных и газовых залежей

Энергетические состояния залежиглавный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа и гравитационный режимы.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевым и талыми водами. Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи.

Отбор нефти в начальной период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.

Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта даже значительные отборы жидкости не приводят к существенному снижению пластового давления в залежи. Мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении всего периода разработки месторождения — наиболее характерные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи.

При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появлению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие различия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородности коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит неравномерно.

В массивных залежах с подошвенной водой, обводненность скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса подошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада давления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважины может наступить еще задолго до выработки основных запасов нефти.

В гидродинамических изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, водонапорный режим разработки, если это экономически и технически оправдано, создают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Такой способ разработки месторождений, называемый искусственным заводнении или просто заводнением, получил широкое распространение у нас в стране и за рубежом.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамические изолированных залежах, при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород — коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта.

При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пониженного давления, ее часто называют областью упругого возмущения, распространяется и на законтурную часть пласта.

Газонапорный режим работы свойственен залежам, имеющим запасы свободного газа (газовая шапка). Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью. При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается.

Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вот, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин приходится ограничивать вследствие прорыва газа из газовой шапки.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления.

Выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки вытесняют нефть из пласта. При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значения, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважины падают, дальнейшая эксплуатация становится нерациональной.

По гравитационном режиме, нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях.

Нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, ввод месторождения сопровождается упругим режимом, который после падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом переходит в режим растворенного газа. Возможно проявления на месторождении смешанных режимов, когда одновременно действует пластовая энергия двух видов, например сочетание напора краевых вод и газа газовой шапки. Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движения газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа.

Другие виды пластовой энергии, играют подчиненное значение. Поэтому для газовых и газоконденсатных месторождений характерны водонапорный газовый режимы работы. При газовом режиме приток газа к скважине происходит за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот режим проявляется, если в процессе разработки пластовые воды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической связи с областью питания.

Газовый режим характеризуется постоянством объема порового пространства пласта, поэтому снижение давления в залежи прямо пропорционально отборам газа.

При водонапорном режиме газ и залежи вытесняется под действием напора краевых или подошвенных вод. Активное продвижение воды в залежь из законтурной области начинается после некоторого снижения давления в результате отбора части газа за счет его собственной энергии.

Количество газа, которое необходимо отобрать для активного проявления водонапорного режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества его гидродинамической связи с областью питания. Известны случаи, когда водонапорный режим, стал заметен, лишь после отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.