Полная версия

Главная arrow География arrow Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

Режимы залежей нефти и газа

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая при разработке залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Вытеснение флюидов из пласта происходит под воздействием природных сил, которые являются основными носителями пластовой энергии. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под воздействием водонапорной системы продуктивного горизонта. Под влиянием энергии этой же системы в период формирования этой же залежи происходит образование и накопление других источников пластовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти. Кроме того, в пластах действуют силы тяжести нефти.

Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами и неоднородностью пласта внутри залежи, удаленностью ее от области питания пластовых вод и условиями разработки.

Для обеспечения притока нефти в скважину пластовое давление, создаваемое этими источниками энергии, должно быть достаточным для преодоление сил, противодействующих движению нефти в залежи и удерживающих ее в пласте. Пластовая энергия расходуется на преодоление фильтрационных сопротивлений, возникающих под влиянием сил трения при движении жидкостей и газов в пористой среде, а также на преодоление капиллярных сил в случае течения смесей нефти, воды и газа.

Эффективность источников пластовой энергии различна. Чем выше разница между напорами, создаваемыми источниками пластовой энергии и противодействующими им силами, тем выше энергетические ресурсы пласта.

Об энергетических ресурсах пласта судят по изменению пластового давления. Как правило, чем больше начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Нефть, вода и газ, насыщающие по-ровое пространство пластов нефтяного коллектора, находятся под определенным давлением, называемым пластовым. Начальное пластовое давление зависит от глубины залегания нефтяной залежи. На каждые 10 м глубины в различных нефтегазоносных районах оно возрастает на 0,08-0,12 МПа. В большинстве нефтяных месторождений пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов, и ориентировочно его можно подсчитать, разделив глубину залегания пласта на 10 (Рпл = Н/10 ), где Н - глубина пласта.

На ряде месторождений пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Это может быть вызвано горным давлением, уменьшением глубины залегания залежи, в результате вертикальных тектонических движений, а также связью залежи с более глубокими горизонтами по тектоническим трещинам.

С ростом глубины залегания пластов повышается и температура. Ее рост определяется геотермической ступенью, т.е. приростом глубины для увеличения температуры на 19С через каждые 34 м увеличения глубины. Геотермическая ступень неодинакова для различных месторождений. Так, например, в районе Грозного на глубине меньше 1000 м наблюдается температура 90—1009С и выше, а в Баку геотермическая ступень достигает 50 м на 19С. Для многих месторождений Америки геотермическая ступень равна в среднем 27,5 м на 19С. Различают также геотермический градиент, т.е. прирост температуры на каждый метр глубины.

Прирост жидкости из пласта в скважину происходит вследствие разности (перепада) между пластовым и забойным давлениями. К источникам пластовой энергии, под действием которой жидкость из пласта протекает к забоям скважин, относятся:

  • • силы, вызванные напором краевых и подошвенных вод;
  • • расширение газа газовой шапки;
  • • расширение газа, выделяющегося из нефти одновременно с уменьшением пластового давления ниже давления насыщения;
  • • упругое расширение растворенного в нефти газа;
  • • упругое расширение сжатых пород и жидкостей и напор нефти за счет сил гравитации.

При разработке залежи нефть может двигаться к забоям скважин под действием как одного, так и всех видов пластовой энергии одновременно. Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть по пласту к забою скважин и зависящей от природных условий и мероприятий воздействия на пласт, называется режимом залежи. В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой, т.е. обеспечивает перемещение нефти из пласта к забоям скважин, различают следующие режимы работы нефтяных залежей:

  • • вытеснение (водонапорный, газонапорный);
  • • истощение пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный).

Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. В чистом виде все указанные режимы в реальных условиях существуют очень редко. В большинстве случаев наблюдается одновременное проявление двух или нескольких режимов. Режим работы залежи не остается постоянным, а непрерывно меняется с изменением действующих сил и характера их проявления, физической природы коллектора, свойств нефти и воды, характера разработки и эксплуатации и способа искусственного воздействия на пласт. Это проявляется в том, что в процессе эксплуатации залежи один режим может переходить в другой.

Водонапорный режим. Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме является напор краевых (контурных) вод. Напор краевых вод со стороны обширной водонапорной системы в той или иной мере способствует притоку нефти к забоям скважин почти во всех залежах. Напор контурных вод в большей части нефтяных залежей, особенно небольших размеров, - единственный и главный источник естественного фонтанирования скважин.

Нефтяное месторождение и окружающая водяная область рассматриваются как единая водонапорная система, поскольку вода является неизменным спутником нефтяного месторождения с момента его образования и до окончания эксплуатации и всегда сопровождает нефть по пути ее движения к скважине. При этом объем водонасыщенной области системы всегда намного больше объема нефтенасыщенной части месторождения.

Эффективность напора контурных вод тем выше, чем активнее питание со стороны водонапорной области, чем больше фильтрационная проводимость коллекторов, чем ближе расположена нефтяная залежь к выходам пласта. Сказанное в отношении контурной воды в известной мере относится к подошвенной воде, если залежь с начала разработки или в процессе эксплуатации подпирается ею. Водонапорный режим в чистом виде сопровождается поступлением в пласт воды, полностью замещающей отбираемый объем нефти.

Характер вытеснения нефти из пористой среды краевой, подошвенной или нагнетаемой в пласт водой имеет много общих черт. Нефть и вытесняющая вода движутся совместно в пористой среде. Однако нефть не вытесняется замещающей ее водой. Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая вода с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами позади водонефтяного контакта, а следовательно и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющей воды непрерывно изменяется. Увеличение водонасыщенности до 50-60%, например, влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды, таким образом по длине пласта образуется несколько зон с различной водо-, нефтенасыщенностью. Под действием постоянного напора краевых вод происходит постепенный подъем водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин. В обводненных зонах остается большое количество пленочной удерживаемой нефти, прилипшей к породе, и нефти в виде отдельных капель и линз, удерживаемых во всех зонах пласта и особенно в тупиковых зонах.

Водонапорный режим является самым эффективным режимом. Для него характерен очень высокий коэффициент извлечения нефти: 0,5-0,6, иногда до 0,8. Такая нефтеотдача достигается только при соблюдении оптимальных темпов отбора.

Упруговодонапорный режим. При этом режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и пород, сжатых в недрах давлением. Проявление упругих сил обусловлено слабым напором краевых вод. Для залежей с упруговодонапорным режимом характерна слабая связь с областью питания, обусловленная удаленностью от нее, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью пластов-коллекторов.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зерна породы под действием упругих сил начинают расширяться, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая упругие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющихся воды и зерен породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное движение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводненности продукции.

При упруговодонапорном режиме коэффициент извлечения нефти не превышает 0,45.

Чтобы увеличить темпы отбора нефти в залежах с упруговодонапорным режимом, необходимо постоянно поддерживать пластовое давление путем закачки воды в пласт, т.е. создавать тем самым искусственный водонапорный режим.

Газонапорнмй режим. Проявляется при наличии газовой шапки достаточно больших размеров. Газонапорный режим создается в нефтяной залежи за счет энергии газа, первоначально сжатого в газовой шапке и расширяющегося при снижении пластового давления вследствие отбора нефти в добывающих скважинах. Создаваемый расширяющимся газом напор вытесняет нефть в направлении забоев скважин, способствуя опусканию газонефтяного контакта.

Гравитационный режим. Сила тяжести в той или иной мере всегда влияет на продвижение нефти к забоям скважин во всех месторождениях. Гравитационный режим обычно проявляется на последней стадии разработки нефтяной залежи, когда действие других источников пластовой энергии иссякает, и при эксплуатации пластов, насыщенных тяжелой нефтью. В таком случае нефть стекает в скважины только под действием силы тяжести. В сильно истощенных залежах сила тяжести иногда оказывается единственным видом энергии, обеспечивающим приток нефти к забоям скважин. При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом.

Нефтеотдача при гравитационных режимах обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Режим растворенного газа. В залежах нефти, не имеющих гидродинамической связи с краевыми водами, основной формой пластовой энергии является упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа. Начальное пластовое давление примерно равно давлению насыщения. При первых же отборах нефти пластовое давление оказывается ниже давления насыщения. В результате начинается высвобождение энергии растворенного газа путем образования и расширения пузырьков, которые придают образующейся газонефтяной смеси высокую степень упругости, снижают вязкость нефти и облегчают движение смеси к забоям добывающих скважин. Увеличиваясь в размере и обладая большей по сравнению с нефтью подвижностью, пузырьки газа прорываются к забоям скважин, опережая фильтрацию нефти, возрастает газовый фактор и снижается фазовая проницаемость для нефти. Одновременно с этим нефть, потеряв основную часть растворенного в ней газа, становится более вязкой и, соответственно, менее подвижной. Текущие отборы нефти резко снижаются до минимума.

В связи с тем что содержание растворенного газа в нефти ограничено, его энергия падает, выделение газа из нефти прекращается, в итоге газовый фактор снижается до минимума. Когда энергия, аккумулированная растворенным газом в пласте, полностью израсходуется, в залежи установится гравитационный режим со свободным зеркалом нефти. Таким образом, при режиме растворенного газа темп падения пластового давления зависит от суммарного отбора нефти и газа.

Режим растворенного газа малоэффективен для нефтедобычи. Коэффициент извлечения нефти колеблется в зависимости от условий в пределах 0,1-0,3.

Для повышения эффективности разработки залежей с режимом растворенного газа применяют различные методы поддержания пластового давления: обратную закачку в пласт газа, извлеченного с нефтью, закачку воздуха, приконтурное или внутриконтурное заводнение.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>