Понятие о режимах нефтегазоводоносных пластов

Постановка и решение газогидродинамических задач разработки месторождений в значительной степени определяются природой движущих сил, обеспечивающих фильтрацию нефти или газа в пласте. В связи с этим важное значение имеет знание режимов нефтегазоносных пластов.

Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит как от многих естественных факторов, так и от системы разработки.

К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте - давление, температура и т. д.

Системой разработки пласта определяются число и способ расположения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в них, способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону и т. д.

Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки происходит как за счет использования потенциальной энергии пласта и насыщающих его жидкостей, так и за счет дополнительных внешних источников энергии.

Потенциальная энергия пласта выражается в следующих формах: энергии напора краевых вод; потенциальной энергии упругой деформации жидкости и породы пласта; потенциальной энергии сжатия свободного и выделяющегося из жидкости при снижении давления газа; энергии, обусловленной силой тяжести пластовых жидкостей.

Дополнительные внешние источники энергии связаны с закачкой в пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления или повышения эффективности вытеснения. Современные интенсивные методы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании в качестве внешних источников энергии различных жидкостей и газов. Наибольшее распространение при этом получили такие рабочие агенты, как вода, углеводородные и неуглеводородные газы, а также различные растворители.

Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти или газа.

В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают следующие режимы нефтегазоводоносных пластов:

1) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды;

2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняются в скважины в основном под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки;

3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости или режимом “окклюдированного газа” (ведь растворенный в нефти газ существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов);

4) упругий режим, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта;

5) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды.

В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,— за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа.

Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима—газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени.

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет напора поступающей в газовую залежь воды.

Комплекс гидродинамических задач разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной мере определяется естественными и искусствеными режимами нефтегазоводносных пластов и создающимися при этом механизмом и характером фильтрационных течений пластовых флюидов.

Глава III