Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей

Наличие и характер проявления тех или иных видов пластовой энергии в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи (часто - режим залежи). По преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы принято давать название режиму.

Большая часть нефтяных залежей обладает водонапорным режимом, когда движение нефти в пласте к скважинам обеспечивается наступлением краевой (контурной) воды. При этом режиме, в идеальном случае, нефтяная залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников, в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой водонапорной системы могут быть атмосферные осадки, различные водоемы, ледниковые воды.

По мере извлечения нефти освобождающееся поровое пространство заполняется наступающей краевой водой, и водонефтяной контакт непрерывно передвигается по направлению к скважине. При равном количестве поступающей в процессе эксплуатации в пласт воды количеству извлекаемой нефти, производительность скважины и давление в пласте будут оставаться постоянными. При большем объеме извлечения из пласта нефти, чем поступает в него объем жидкости в процессе эксплуатации, давление в пласте и производительность скважины постепенно снижаются. Это наблюдается и в том случае, когда нефтяная залежь не имеет сообщения с дневной поверхностью и не получает пополнения энергии извне.

При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигает скважин и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода. Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой не происходит, нефть и вытесняющая ее вода движутся в пористом пласте одновременно. В процессе замещения нефти вода, имеющая меньшую вязкость, будет опережать нефть. По мере эксплуатации количество воды в объеме добываемой пластовой жидкости будет постоянно увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при постепенном возрастании содержания воды в потоке. И даже если из скважины будет извлекаться уже только чистая вода, в порах породы все же останется неизвлеченным то или иное количество нефти и водонефтяной эмульсии.

Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит коэффициент нефтеотдачи определяющийся отношением извлеченного из залежи количества нефти к объему начального ее запаса. Установлено, что коэффициент нефтеотдачи залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5 - 0,8, т. е. возможно извлечь 50 - 80 % общего количества нефти, имевшейся до начала эксплуатации.

При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период эксплуатации пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давления в пласте. Объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000 - 1/2500 первоначального объема. Объем нефти при снижении давления на 1 МПа в зависимости от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа - от 1/10000 до 1/50000 своей величины.

Со снижением давления в залежи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются, вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины. Упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мало, но оно играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как в этом процессе задействованы колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. За счет упругой энергии из пласта можно извлечь значительное количество нефти.

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой является упругое расширение породы и жидкостей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным (упругим) режимом. При таком режиме активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро падает и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В этом случае применяются искусственные мероприятия по поддержанию пластового давления путем закачки в пласт воды.

Наряду с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все нефтяные и газовые залежи обладают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или же растворенного в нефти. В нефтяных залежах с газовой шапкой значительного объема действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на зеркало газонефтяного контакта, т.е. на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление снижается, газовая шапка расширяется и, подобно поршню, вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.

Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии является энергия свободного газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным. Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ - в пониженные. Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь - запас его энергии всегда ограничен. Вязкость газа меньше вязкости нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он прорывается к скважинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Это приводит к бесполезному расходу его энергии и уменьшению притока нефти. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом и поддержания и восстановления пластовой энергии в повышенную ее часть нагнетается с поверхности газ.

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевой воды. Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод или газовой шапки также способствует проявлению газового режима - в этом случае вода или газ не успевают занять часть освобожденного нефтью объема и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при таком режиме является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Со снижением давления в пласте газ начинает выделяться из нефти, отдельные пузырьки его расширяются в объеме, и выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, к забоям эксплуатационных скважин.

Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других действующих в пласте сил характеризуется весьма малой эффективностью по следующим причинам: во-первых, количество газа в пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении давления в залежи большие количества газа вхолостую проскальзывают к скважинам, не производя полезной работы для продвижения нефти. Это объясняется тем, что вязкость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин обгоняют капельки нефти.

Эффективность расходования пластовой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором - количеством газа, приведенным к нормальным условиям, приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи в режиме растворенного газа, из-за неэкономичного расходования пластовой энергии наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора. Коэффициенты нефтеотдачи при этом режиме наиболее низкие и составляют 0,15 - 0,30. Восполнение пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых в режиме растворенного газа, достигается применением методов искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.

Следующий источник пластовой энергии - сила тяжести.

Нефтесодержащие породы залегают под углом к горизонтальной площади. Под действием силы тяжести находящаяся в них нефть стремится переместиться вниз по падению пластов. Большему углу наклона пласта соответствует большая энергия силы тяжести заключающейся в нем нефти. При этом энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, порой оказывается единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин. Режим дренирования таких залежей называется гравитационным. Практическое значение этот режим приобретает на поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, после расходования энергии упругости газа и прекращения продвижения контурных вод.

В течение периода эксплуатации нефтяная залежь редко разрабатывается на одном режиме. Пример: Месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет естественной энергии пласта, при высоких отборах могут перейти на режим растворенного газа.

Различные участки некоторых месторождений могут эксплуатироваться на различных режимах. Пример: Нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напора контурных вод, а внутренние области пласта могут дренироваться за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа. В свою очередь газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапорном, газовом и смешанном режимах.

Фильтрация нефти и газа. Приток жидкости и газа в скважине

Фильтрацией называется процесс движения жидкостей и газа в пористой среде. В отличие от движения по трубам, в пористой среде жидкость и газ перемещаются не сплошным потоком, а отдельными мелкими струйками, которые многократно изменяют свое направление, т.е. фильтруясь через каналы, образованные частицами породы. Фильтрация жидкостей и газа в пласте происходит при перепаде давления в различных участках пласта, от зон с повышенным давлением к зонам с меньшим.

На жидкости и газы в пласте действует определенное давление - пластовое. Пластовое давление - это давление, замеренное в закрытой скважине при отсутствии отбора из нее жидкости и газа. Уровень жидкости в скважине, устанавливающийся при этом, называется статическим уровнем.

H_ст = H - h, (13)

где H – глубина скважины, м; h – расстояние от устья до уровня, м.

При эксплуатации скважины давление на ее забое (забойное давление) становится ниже пластового и в скважине (в затрубном пространстве) устанавливается новый уровень жидкости - динамический. Динамический уровень всегда ниже статического.

Количество нефти, поступающей к забою скважины, зависит от проницаемости пород пласта, вязкости нефти и перепада давления (разности между р_пл - р_заб), которая прослеживается наиболее четко. При определенных пределах дебитов она близка к линейной. Уравнение притока нефти в скважину при этом представляется в следующем виде:

Q = K (p_пл – p_заб) = K Δp (14)

где Q - дебит нефти, т/сут; К - коэффициент продуктивности, численно равный приращению дебита скважины на единицу снижения забойного давления (учитывается, что пластовое давление величина постоянная; р_пл = const); р_пл и р_заб - пластовое и забойное давление в любых единицах; в большинстве случаев давление измеряют в кгс/см² (0,1 МПа). Коэффициент продуктивности К определяется по данным специальных исследовательских работ, техника проведения которых различна и зависит от способа эксплуатации скважины.