Природные режимы залежей нефти и газа
Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение флюидов из пласта. Вытеснение происходит под действием природных сил. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под действием водонапорной системы. Под влиянием энергии этой системы в период формирования залежи происходит формирование и накопление других источников пластовой энергии. Определенный объем углеводородов растворяется в нефти, а излишний объем скапливается в виде газовой шапки перетерпев сжатие. Таким образом, энергия, поглощенная при растворении и сжатии газа представляет запас потенциальной энергии.
Подобным же образом скелет породы, вследствие объемной упругости, под воздействием давления претерпевает изменения, накапливая энергию водонапорной системы. Эта энергия сжимается под действием собственного веса, поглощая при этом немалую часть водонапорной системы.
Таким образом, источником пластовой энергии может быть напор краевых вод, упругие силы нефти, воды и породы, расширение газа, растворенного в нефти и сила тяжести. Проявление этих сил обусловлено характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами пласта, составом и соотношением флюидов, удаленностью ее от области питания, условиями разработки.
На каждом этапе разработки добыча нефти и газа происходит под действием одного или нескольких источников пластовой энергии. Продолжительность каждого этапа зависит от запасов пластовой энергии. Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ к забоям называется режимом залежи. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов, пластовых давлений, газовых факторов и по продвижению краевых вод. Название режимам дают по характеру названий основных периодов.
От природного режима зависят:
— темпы падения пластового давления при разработке залежей;
— ее энергетический запас на каждом новом этапе разработки;
— поведение границ залежи (ВНК, ГНК, ГВК);
— изменения объема залежи по мере отбора запасов нефти и газа.
Все это необходимо учитывать при выборе плотности сетки и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также в выборе комплекса промысловых исследований и контроля за разработкой.
Водонапорный режим.
Основным источником пластовой энергии является напор краевых и подошвенных вод. Эти воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта нефти. Постоянство напора зависит от хорошей сообщаемости между залежью и областью питания, проницаемости коллекторов. Основным показателем, который определяет изменение пластового давления является темп отбора нефти. В период работы залежи на водонапорном режиме давление удерживается в одном и том же положении. Под действием напора краевых и подошвенных вод происходят постепенные перемещения контура нефтеносности, для него в целом характерен высокий конечный коэффициент нефтеотдачи.
При эксплуатации скважин с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления. Затем спад стабилизируется, но при условии сохранения постоянства отбора. Стабилизация давления является доказательством установившегося водонапорного режима. Если темпы отбора растут, пластовое давление падает, то это приводит к переходу к режиму растворенного газа. Если падение давления идет медленно, то сохраняются дебиты скважин на одном уровне, постоянным остается газовый фактор.
Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам. Для водонапорного режима характерно:
1. тесная связь динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового при полном прекращении отбора жидкости из залежи;
2. практически неизменные на протяжении всего периода разработки газовые факторы;
3. высокий темп годовой добычи нефти во второй стадии разработки (отбор нефти 8-10% в год);
4. извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти значительного количества попутной воды.
Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи нефти в терригенных отложениях Чечено-Ингушетии, в девоне и карбоне Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей, но этих залежей не много.
Источник
Природные режимы газовых залежей и их характеристик
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.
При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.
При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.
Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0.9 – 0.97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.
Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.
Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0.2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0.2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.
Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0.5 до 0.9зависимостот степени неоднородности продуктивных пластов
Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:
Источник
Природные режимы залежей нефти и газа
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:
напор контурной воды под действием ее массы;
напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;
давление газа газовой шапки;
упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа;
сила тяжести нефти.
При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей:
газонапорный (режим газовой шапки),
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.
Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?
Рис. 7 Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме:
а – изменение объема залежи в процессе; б – динамика основных показателей разработки. 1- интервалы перфорации; 2-нефть; 3-вода; 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк– конечное; давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы:qк– нефти,qж– жидкость; В – обводненность продукции;G – промысловый газовый фактор;kизвл.н-коэффициент извлечения нефти
ежим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.
Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.
Источник