Режим работы нефтяной и газовой залежи

В зависимости от того, какой вид энергии обусловливает перемещение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают следующие основные категории режимов нефтяных залежей.

• 1. Водонапорный Режимы
• 2. Газонапорный (газовый) вытеснения
• 3. Растворенного газа Режимы истощения
• 4. Гравитационный пластовой энергии

Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруговодонапорный режимы. При одновременном проявлении энергии нескольких видов принято говорить о смешанных, или комбинированных, режимах. Существует также понятие о режимах с подвижным или неподвижным контурами нефтеносности.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и даже заменять другими. Он в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также от других искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки месторождения (нагнетание рабочего агента в пласт и др.). Геологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют установлению того или иного режима работы месторождения, но не определяют его полностью.

Условия возникновения различных режимов работы нефтяных залежей и характер их проявления следующие. В природных водонапорных системах нефть (или газ) вытесняется в скважины под действием естественного напора краевых вод. Напор вод может создаваться также искусственно путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины. При чисто водонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе жидкости из пласта стабилизируется, что является доказательством водонапорного режима с полным замещением извлекаемой из пласта нефти водой. Если же темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, может наступить момент, когда пропускная способность водонапорной системы при данном напоре станет недостаточной и объем воды, успевающей войти в нефтяную залежь, станет меньше объема извлекаемых нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима работы пласта в режим растворенного газа. Благодаря медленному падению пластового давления в залежах с водонапорным режимом дебит скважин длительное время остается примерно постоянным. Постоянным обычно остается и газовый фактор до тех пор, пока давление на забое скважин не станет ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме характер изменения показателей работы пласта и скважин будет иным. Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период. Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно. Затем кривая изменения дебита становится более пологой. Схематически зависимость суммарного отбора от среднего пластового давления в залежи с упруговодонапорным режимом можно представить в виде графиков (рис. 27).

Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопроводности:

где — коэффициент пьезопроводности, м2/сек; — коэффициент проницаемости пласта, м2; — абсолютная, или динамическая, вязкость жидкости, н· сек/м2; т — пористость, доли единицы; — коэффициент сжимаемости жидкости, м2/н; — коэффициент сжимаемости пористой среды, м2/н; — коэффициент упругоемкости пласта, м2/н.

Коэффициент пьезопроводности пласта лучше всего определять по результатам обработки данных исследования скважин на взаимодействие в различных направлениях пласта. При разработке пласта в условиях упругого режима желательно построить карту коэффициентов пьезопроводности.

На рис. 28 схематично показан характер изменения пластового давления и газового фактора при различных режимах работы залежи. Пластовое давление выражено в % от начального, а газовый фактор — в единицах относительно начального газового фактора. Очевидно, что при режиме растворенного газа условия для фильтрации нефти являются наименее благоприятными, поэтому его по возможности следует избегать. Это достигается искусственным воздействием на залежи путем нагнетания в них воды или газа.

В промысловой практике залежь весьма редко работает в каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, месторождения с водонапорным режимом вследствие высоких отборов могут перейти на режим растворенного газа. Иногда на одном и том же месторождении различные участки могут работать в различных режимах: в краевые скважины нефть может вытесняться за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду, — за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа. Нередко напорная вода вытесняет смеси нефти с газом.

В практике эксплуатации газовых месторождений приходится также иметь дело с водонапорным, газовым и смешанным режимами. Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, обусловлен наличием активных краевых вод. При ограниченном темпе отбора газа поступающая в пласт вода полностью восстанавливает пластовое давление.

Газовый режим залежи (его еще называют режимом расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником энергии в залежи является энергия самого сжатого газа, когда отсутствуют пластовые воды или они неактивны. Характерной особенностью чисто газового режима является постоянство отношения суммарного количества газа, добытого из залежи за определенный промежуток времени, к депрессии давления в залежи за тот же промежуток времени. Это отношение характеризует величину объема порового пространства газовой залежи.

Смешанные, комбинированные режимы работы возникают в газовой залежи, обладающей напором краевых и подошвенных вод, когда объем отбираемого газа превышает объем поступающей в залежь воды. При этом по мере эксплуатации залежи пластовое давление снижается, причем темпы снижения давления меньше, чем в залежах с газовым режимом.

Большинство газовых месторождений работают в газовом и смешанном режимах.