Лекция 12. принципы и способы разработки нефтегазовых залежей

Нефтегазовые месторождения содержат нефть, а в своде структуры находится газ в свободном состоянии. Начальное пластовое давление в них ниже давления насыщения. Поэтому только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью в газовой шапке. В нефтяной части находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная вода. В газовой части имеются газ и связанная вода. В газовых частях некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связанной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасыщенности.

Основное требование к разработке нефтегазовых месторождений состоит в том, чтобы нефть не перемещалась в газовую шапку. Эта нефть будет «размазываться» по пористой среде шапки и возникнут её дополнительные потери .

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями. Такая разработка приводит или к недопущению отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как газ сверху подтягивается к забоям нефтяных скважин − образуются газовые конусы. Количество отбираемого газа из газовой шапки ограничивают в основном уменьшением дебитов нефтяных скважин. А это и необходимость поддержания достаточно высокого темпа разработки приводят к потребности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели.

Предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтегазовых месторождений значительно меньше такового в чисто нефтяных залежах. Это ведет к необходимости уплотнения сетки скважин (до 4* 10⁴ м²/скв) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения.

При необходимости отбора безводной продукции (если во время заводнения нефтегазового месторождения образуются стойкие эмульсии ценных нефтей) возможно разрабатывать неглубоко залегающие месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако это экономически не оправдано и ведет к консервации газа в газовой шапке. Реально без поддержания пластового давления разрабатываются небольшие залежи с высокой проницаемость коллектора, малой вязкостью нефти и активной водонапорной системой.

В газовых шапках заключается значительное количество пластовой энергии (вследствие большой сжимаемости газа). Но она не может быть эффективно использована из-за плохой вытесняющей способности газа. Малая вязкость газа по сравнению с вязкостью нефти обусловливает неустойчивый характер вытеснения нефти газом с образованием языков и конусов газа и как следствие низкую нефтеотдачу пластов.

Коэффициент нефтеотдачи может быть увеличен за счет гравитационного фактора. Но для этого необходимо разрабатывать залежь при небольших градиентах давления, что опять же ведет к низким темпам отбора нефти. Исключением являются залежи с высокой проницаемостью продуктивного пласта, малой вязкостью нефти и значительными углами наклона пласта. Однако такие случаи встречаются сравнительно редко, и совместить условия получения высокой нефтеотдачи и обеспечения приемлемых темпов добычи нефти из нефтегазовых залежей часто невозможно.

Если же в первую очередь отбирается газ газовой шапки, то нефть внедряется в нее, что ведет к её потерям. В зависимости от соотношения объемов, занимаемых в пласте свободным газом и нефтью, потери могут быть различными. При значительных относительных объемах газовой шапки нефтяная оторочка в результате внедрения в нее нефти может вовсе «потерять» промышленное значение. Поэтому при разработке нефтегазовых залежей следует ограничивать взаимовлияние газовой шапки и нефтяной оторочки и усилить роль воды в процессе вытеснения нефти.

Для небольших нефтегазовых залежей в высокопроницаемых коллек-торах, содержащих маловязкую нефть, с достаточно активной водонапорной областью с успехом применяют способ разработки с неподвижным газонефтяным контактом (ГНК). При этом способе перемещение ГНК ограничивается за счет регулируемого отбора газа из газовой шапки в количестве, пропорциональном скорости снижения пластового давления. В этом случае прорывы газа из газовой шапки в нефтяные скважины ограничены. Способ разработки с неподвижным ГНК осуществлен на нефтегазовых залежах Коробковского месторождения и меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Для усиления роли воды в процессе вытеснения нефти применяют поддержание пластового давления с помощью законтурного заводнения. В этом случае газовая шапка остается в сжатом состоянии, т. е. неподвижность ГНК обеспечивается без отбора газа из газовой шапки.

Недостаток упомянутых способов разработки, обеспечивающих неподвиж­ность ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки при снижающемся пластовом давлении или поддержания пластового давления законтурным заводнением − длительная консервация газовой шапки. Большая часть запасов свободного газа консервируется на время выработки основных запасов нефти.

Более эффективный метод воздействия на нефтегазовую залежь − барьерное заводнение заключается в закачке воды вблизи газонефтяного контакта. Водяной барьер, разделяющий основные запасы нефти и свободного газа препятствует прорыву газа в эксплуатационные скважины и вторжению нефти в газовую шапку. Этот метод позволяет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки.

При разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводне-ния барьерный ряд нагнетательных скважин располагается на линии внутреннего контура газоносности (рис. 12.1).

Рисунок 12.1 − Схема барьерного заводнения:

4 − нагнетательные скважины, 5 − добывающие скважины

Отделяя основные запасы газа от нефтяной оторочки, создаваемый водяной барьер отсекает часть газа газовой шапки и вытесняет его в пределы нефтяной оторочки. Количество отсекаемого газа зависит от ширины подгазовой зоны. При большой ее ширине барьерное заводнение привело бы к вторжению в нефтяную часть огромной массы газа, что осложнило бы ее разработку. Кроме того, это не привело бы к достижению одной из важных целей способа барьерного заводнения − изоляции основных запасов газа от нефти и их самостоятельную разработку. Поэтому барьерное заводнение можно успешно применять на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной.

В настоящее время разработаны методы расчета технологических показателей разработки нефтегазовых залежей, имею­щих сравнительно небольшие подгазовые зоны. Эти методы учитывают неоднородность пласта, многофазность фильтрационного потока нефть − газ − вода, растворимость газа в нефти и сжимаемость. Например, методика ВНИИ дает возможность рассчитывать технологические показатели разработки нефтегазовых залежей как при естественном режиме, так и при барьерном, законтурном или внутриконтурном заводнении.

Приближенная оценка показателей разработки на основе небольшого объема геолого-физической информации о залежи достигается простыми расчетами. Залежь, состоящая из нефтяной и газовой частей и окруженная водоносной областью, батареей добывающих скважин, расположенных в нефтяной части, делится на две области − внешнюю и внутреннюю: во внешней в процессе эксплуатации фильтрация флюидов происходит в направлении от периферии к центру залежи, во внутренней движение противоположное − от центра к периферии. Таким образом, общий приток флюидов к системе скважин складывается из двух притоков − внешнего и внутреннего.

Сложную проблему представляет разработка слабопродуктивных крупных нефтегазовых месторождений с обширными подгазовыми зонами. Трудно найти рациональные способы разработки, оценивать её показатели, моделировать процесс эксплуатации. В подгазовых зонах некоторых месторождений содержится до 70 %запасов нефти, а проницаемость коллектора составляет 0,1 − 0,2 мкм². Запасы нефти таких зон относят к категории трудноизвлекаемых. Во многих случаях нефтяные оторочки подстилаются подошвенной водой, что создает дополнительные трудности. Традиционные подходы к разработке экономически не оправданы. Сроки разработки растянулись бы на несколько сот лет, а темпы отбора не превы­шали бы долей процента от извлекаемых запасов.

Способы разработки таких нефте­газовых залежей находятся на стадии теоретического изучения и опытно-промыш­ленных испытаний. Большое значение имеет создание математических моделей, на базе которых возможны изучение физических процессов разработки залежей и оценка технологических показателей при различных геолого-физических условиях и технологических параметрах.