Упругий (упруговодонапорный) режим

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой является упругое расширение породы и жид­костей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным (упругим) режимом. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период времени 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 1/200— 1/2500 от первоначального объема. Объем нефти при снижении давления на 1 МПа в зависимости от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1400 от перво­начального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа — от 1/10000 до 1/50000 от своего значения.

Со снижением давления в залежи происходит увеличе­ние объема нефти и воды, а поровые каналы сужаются, вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в сква­жины. Несмотря на то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплу­атации нефтяных месторождений, так как здесь в процессе используется большое количество воды, окружающей и под­пирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет упругой энергии из пласта можно извлечь значительное ко­личество нефти.

В залежи нефти с упругим режимом 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 таких залежах обычно применяют ис­кусственные мероприятия по поддержанию пластового давле­ния путем закачки в пласт воды.

ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

Режим работы пласта, при котором преобладающим ви­дом энергии является энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным режимом. 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 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, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление падает, газовая шапка расширяется и подобно поршню вытесняет нефть в ниж­нюю часть залежи.

Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вы­теснения нефти водой с той лишь разницей, что вода вытес­няет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, — в пониженные [9].

Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью газа и в процессе вытеснения нефти он будет прорываться к скважинам, расположенным недале­ко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с га­зонапорным режимом в повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда и восстановить пластовую энергию.

ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежи 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 способствует проявле­нию газового режима, так как в этом случае вода или газ не успевают занять часть освобожденного нефтью пространства и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняю­щей нефть к скважинам.

Основная движущая сила при режиме — 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, т. е. 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 произ­ведя полезной работы по проталкиванию нефти. Это объяс­няется тем, что вязкость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин обгоня­ют капельки нефти [9]. Эффективность расходования пласто­вой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором — количеством газа, приведенным к нормальным условиям (р = 101325 Па, Т = 273 К), приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризую­щейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пла­стовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом виде режима наиболее низкие и, как показывают эксперименталь­ные данные, составляют 0,15 — 0,30.

Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.

ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

Рассмотрим гравитационный режим залежи. Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизон­ту. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин [30]. Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких от­борах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, 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.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапор­ном, газовом и смешанном режимах.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного ме­сторождения представляет собой комплекс мероприятий, на­правленных на извлечение из залежи на поверхность нефти, газа, конденсата при определенном порядке размещения сква­жин на площади, очередности их бурения и ввода в эксплу­атацию, установления и поддержания режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно — один над другим. В таких многопластовых мес­торождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется исходя из технико-экономических соображений.

Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород, проницаемость, пластовое давление, размеры залежи, режимы дренирования) и качественные характеристики со­держащихся в них нефтей примерно одинаковы.

Может осуществляться также раздельная эксплуатация не­скольких объектов одной сеткой скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважин. Скважины оснащаются оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по само­стоятельным каналам: например, нефть из одного пласта из­влекается по подъемным трубам, а из другого — по межтруб­ному пространству.

Высокопродуктивные пласты одного и того же месторож­дения в основном являются объектами самостоятельной раз­работки: каждый такой пласт разрабатывается по своей сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновре­менно, так и последовательно. При применении такой систе­мы разбуривания многопластового месторождения обеспечи­вается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако в этом случае затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на одной площади. При этом используются несколько сеток размещения скважин.

Если над высокопродуктивным нефтяным или газовым пластом залегают малопродуктивные пласты, то обычно сква­жины бурят на основной пласт только по одной сетке; плас­ты, залегающие выше основного, разрабатываются теми же скважинами после окончания эксплуатации нижнего основ­ного пласта. Для этого нижнюю часть скважины, в которой против выработанного пласта была проведена перфорация, заливают цементным раствором и перфорируют обсадную колонну в интервале верхних объектов. При такой системе значительно экономятся средства на бурение скважин, но замедляется разработка всего месторождения в целом.

Во всех случаях порядок разбуривания и разработка мно­гопластовых месторождений обосновывается технико-эконо­мическими показателями с учетом возможности и необходи­мости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта разработки отдель­ных пластов данного месторождения.

В настоящее время при разработке многопластовых мес­торождений в большинстве случаев применяется комбиниро­ванная система. При такой системе в разрезе месторождения выбирается не один опорный горизонт, а два или даже три, каждый из которых разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Промежуточные горизонты с меньшей нефте- или газонасыщенностью и меньшей продуктивностью разрабаты­ваются после истощения опорных горизонтов.

Основные элементы в системе разработки каждой нефтя­ной или газовой залежи — схема размещения на площади эксплуатации вспомогательных и эксплуатационных скважин и их число.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным конту­ром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвен­ных вод) скважины размещают по равномерной сплошной сетке (квадратной или треугольной) по всей площади, т. е. по углам квадрата или равносторонних треугольников, на кото­рые разбивается вся площадь залежи.

На нефтяных залежах с напорным режимом (с перемеща­ющимися контурами нефтеносности) скважины располагают­ся рядами, параллельными перемещающимся контурам: при газонапорном режиме — параллельно контуру газоносности, при водонапорном — контуру водоносности. Расстояние между скважинами, а также между рядами скважин во всех случаях выбирают в зависимости от геолого-технических условий (про­ницаемость пород, вязкость нефти и т. п.) и экономических соображений.

От принятой сетки размещения скважин на разрабатыва­емой площади и числа скважин при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти, содержании в ней газа, режиме работы залежи. При этом учитывается применение методов искусственного воздействия на пласты.

Нефтяные месторождения эксплуатируются в основном с применением методов искусственного воздействия на пласты (законтурного или внутриконтурного заводнения), причем при­меняется разреженная сетка скважин. Важным фактором, характеризующим рациональность системы разработки не­фтяного месторождения, является темп отбора нефти, опре­деляемый суточной добычей нефти из пластов за определен­ный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный конкретный пласт, их средние дебиты, а таким образом, и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленно­го режима эксплуатации скважин.

Следовательно, система разработки каждой нефтяной за­лежи может быть различной как по сетке размещения сква­жин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпу отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые различные залежи нефти по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесо-держащих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход с тем, чтобы разработка ее была наиболее рациональ­ной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.

Под рациональной системой разработки нефтяных место­рождений подразумевается такая система, при которой место­рождение разбуривается минимально допустимым числом сква­жин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высо­кую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капи­тальных вложениях и минимальной себестоимости нефти.

Проектирование системы разработки нефтяного месторож­дения заключается в выборе такого варианта, который удов­летворял бы предъявленным выше требованиям.

Темп отбора нефти из залежи в активный период ее экс­плуатации достигает 8—10 % и более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов нефти из залежи осуществляется путем установления соответствую­щих дебитов по эксплуатационным скважинам и регулирова­нием перемещения водонефтяного или газонефтяного кон­такта от контуров водоносности и газоносности.