виям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение ДЬ максимального значения, затем уменьшение. Если залежь ха рактеризуется некоторым превышением начального давления Рпл над давлением ри, то в начальный период при снижении дав ления до значения рн она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если р3< р н, то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями.
Газонапорный режим
Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преиму щественным проявлением энергии расширения сжатого свобод ного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скоп ление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму за лежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке разли чают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.
При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вслед ствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.
Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых усло виях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначи тельно по мере отбора нефти.
В условиях проявления газонапорного режима начальное давление рПл (на уровне ГНК) равно давлению рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворен ного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его рас ширения. Часть газа сегрегирует в повышенные зоны и попол няет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов сни жения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК. Скважины, расположенные вблизи Г-НК, характеризуются очень высоким значением газового фактора вследствие прорывов газа.
Гравитационный режим
Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда дей ствует только потенциальная энергия напора нефти (гравита ционные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности:
1)гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по паде нию крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные ча сти; дебиты скважин небольшие и постоянные;
2)гравитационный режим с неподвижным контуром нефте носности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пла ста; дебиты скважин меньше дебитОв при напорно-гравитацион ном режиме и со временем медленно уменьшаются.
Смешанные режимы
Режим, при котором возможно одновременное проявление энер гий растворенного газа, упругости и напора воды, называют сме шанным. Ёго рассматривают зачастую как вытеснение гази рованной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при сни жении р3 ниже рн. Давление на контуре нефтеносности может равняться рн или быть выше его. Такой режим протекает в не сколько фаз: сначала проявляется энергия упругости нефти и породы, затем подключается энергия расширения растворенного газа и дальше — энергия упругости и напора водонапорной об ласти. К такому сложному режиму относят также сочетание газо- и водонапорного режимов (газоводонапорный режим), ко торое иногда наблюдается в нефтегазовых залежах с водона порной областью. Особенность такого режима — двухстороннее течение жидкости: на залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК, нефтяная залежь потокоразделяющей поверх ностью (плоскостью; на карте линией) условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разраба тываемую при водонапорном режиме.
Обобщение и реализация режимов
Режимам работы нефтяных залежей дают также дополнитель ные характеристики. Различают режимы с перемещающимися и неподвижными контурами нефтеносности. К первым относят во донапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешан ный режимы, а ко вторым — упругий, режим растворенного газа и гравитационный со свободной поверхностью нефти. Водо-, га зонапорный и смешанный режимы называют режимами вытес нения (напорными режимами), а остальные — режимами исто щения (истощения пластовой энергии).
Названные выше режимы рассмотрены в плане их естествен ного проявления (естественные режимы). Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима ра боты. Конкретный режим можно установить, поддержать или
заменить другими путем изменения темпов отбора и суммар ного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидко сти, что сопровождается дальнейшим снижением давления в за лежи. При вводе дополнительной энергии создаваемые режимы работы залежи называют искусственными (водо- и газона порный).
На основании изучения опыта разработки залежей страны М. М. Иванова установила, что естественный водонапорный или активный упруговодонапорный режим характерен для многих залежей в Куйбышевской, Саратовской и Волгоградской обла стях, Чечено-Ингушетии, Ставропольском крае, Восточной Ук раине, Туркмении. Преимущественно водонапорный режим свой ствен и некоторым залежам Азербайджана, Эмбинского района, Узбекистана, Таджикистана. Искусственный водонапорный ре жим в разных масштабах применяют практически во всех неф тегазодобывающих районах страны в основном в начале раз работки залежей, а после отбора значительной части запасов— главным образом на месторождениях южных районов СССР
(Азербайджан, Средняя Азия, Северный Кавказ). В Татарии, Башкирии, Пермской и Оренбургской областях, Западной Си бири, Коми АССР, Сахалинской области, Западном Казахстане, Белоруссии залежей, разрабатываемых при естественном водо напорном режиме, .почти нет. При малоэффективных естествен ных режимах (газонапорном, растворенного газа, гравитацион ном) в настоящее время разрабатываются некоторые залежи в южных районах страны, в Башкирии (в Предуральском про гибе), на Сахалине, в Коми АССР. Для этих залежей искус ственный водонапорный режим не мог быть применен в связи с весьма малой проницаемостью коллекторов или высокой вяз костью нефти.
§ 1.3. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ
Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки — нефтеотдача (степень пол ноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом неф теотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффици енты нефтеотдачи.
Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефте отдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеот дачи — это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запа-
сам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от ко нечного (фактического) тем, что он обосновывается и планиру ется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.
На основании экспериментальных и статистических промыс ловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеот дачи в зависимости от режимов работы залежей могут прини мать такие значения:
водонапорный режим |
0,5—0,8 |
газонапорный режим |
0,1—0,4 |
режим растворенного газа |
0,05—0,3 |
гравитационный режим |
0,1—0,2 |
Так как напорные режимы характеризуются высокими ко нечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими тем пами отбора нефти, то часто с самого начала разработки це лесообразно изменить естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается не подвижным газом.
При напорных режимах, учитывая физическую сторону про цесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к си стеме скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) г\ представляют (по предложению А. П. Крылова) как произведе
ние |
коэффициентов вытеснения |
нефти из пласта т]в |
и охвата |
пласта разработкой т]0: |
|
|
|
|
Т = |
Г|вТ1о. |
(1.8) |
Под коэффициентом вытеснения т]в понимают отношение объ |
|||
ема |
нефти, вытесненной из области пласта, занятой |
рабочим |
|
агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициент вы теснения зависит в основном от кратности промывки (отноше ния объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отно шения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффици ента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницае мых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М. Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8—0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5—0,65, а в гидрофобных пластах — не более 0,25—0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давле ния, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при уст ранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95—0,98.
Под коэффициентом охвата т]0 понимается отношение объ ема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефте содержащей породы. Он характеризует потери нефти по тол щине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добываю щих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабо проницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застой ных зонах, которые контактируют непосредственно с обводнен ными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20—80 %, су щественно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и про пластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.
В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути уп равления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Уве личение коэффициента нефтеотдачи — актуальная и важная на роднохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.
§ 1.4. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В настоящее время в СССР около 90 % ежегодно добываемой нефти извлекают из месторождений, где нефть вытесняется во дой. Поэтому в качестве основной рассмотрим структурную схему производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением (рис. 1.1).
Природный источник сырья (нефти, газа) — нефтяная за лежь (НЗ). Доступ в залежь обеспечивается посредством мно
жества скважин. |
По назначению выделяют такие скважины: |
1) добывающие, |
(ДС), имеющие фонтанное, насосное или газ |
лифтное оборудование и предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды; 2) нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивиду ального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов; 3) специаль ные для выполнения особых работ и исследований.
В настоящее время используют три основных способа до бычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.
При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естест венный способ характерен для вновь открытых, энергетически