РЕЖИМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Под режимом работы нефтяных залежей по­нимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспе­чивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатаци-•онных скважин. Знать режимы работы необходимо для проек­тирования рациональной системы разработки месторождений и эффективного использования пластовой энергии с целью макси­мального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы: водонапорный; упругий и упруго-водонапорный; газонапорный, или режим газовой шапки; тазовый, или режим растворенного газа; гравитационный; сме­шанный.

Водонапорный режим — режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь пополняется водой из по­верхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. При сохранении баланса между отбо­ром жидкости и газа из пласта и количеством поступающей в него воды давление в нефтеносной части залежи остается неиз­менным или падает весьма медленно. При нарушении указанно­го баланса между количеством отбираемой и поступающей во­ды давление зависит от текущего отбора жидкости.

По мере разработки залежи граница между водой и нефтью (водонефтяной контакт) перемещается к добывающим скважи­нам. Вода постепенно вытесняет нефть, занимая ее место в пласте. Эксплуатация залежи практически прекращается, когда наступающая контурная (подошвенная) вода подойдет к до­бывающим скважинам и вместо нефти из пласта будет извле­каться только вода.

Однако на практике полного и равномерного вытеснения нефти замещающей ее водой не наблюдается, так как нефть и вытесняющая ее вода хотя и движутся в пласте вместе, но с различными скоростями. Вода, обладающая меньшей вязкостью

(большей подвижностью), чем нефть, неизбежно опережает ее в движении. В процессе дальнейшей эксплуатации залежи коли­чество воды в общем потоке жидкости постоянно увеличивается. Нефть уже не вытесняется водой из пор пласта, а увлекается

струей воды.

Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта (ВНК.) может распростра­ниться процесс параллельного движения воды и нефти с посте­пенным увеличением воды в водонефтяном потоке. Этот про­цесс усиливается вследствие неоднородности пласта. В дальней­шем из скважин добывается лишь одна вода, хотя в порах по­роды еще остается неизвлеченным значительное количество нефти. При этом чем меньше нефти остается в пласте после обводнения продукции скважин, тем эффективнее процесс раз­работки.

Показателем эффективности разработки залежи является так называемый коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотда­чи) — отношение количества извлеченной из залежи нефти к •общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установ­лено, что активный водонапорный режим наиболее эффектив­ный. При этом режиме удается извлечь 50—70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Таким образом, коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5—0,7 и более.

Упругий (упруго-водонапорный) режим — ре­жим работы залежи, при котором пластовая энергия при сни­жении давления в пласте проявляется в виде упругого расшире­ния пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы зале­жи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является ос­новным источником энергии залежи. Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы за­лежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости или отсутствии сообщения нефтяной за­лежи с областью питания (пополнения водой) или при значи­тельной отдаленности (50—100 км) области питания от залежи. В отличие от водонапорного при упруго-водонапорном режи­ме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарных отборов жидкости из пласта. Как уже указывалось, при активном водонапорном ре­жиме для постоянного отбора жидкости пластовое давление также остается постоянным, т. е. не зависит от текущего и сум­марного отбора жидкости.

По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим работы пласта менее эффективен, коэффициент нефтеизвлече-ния колеблется в пределах 0,5—0,6 и более.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа^ находящегося в свободном состоянии в повышенной части пла­ста. Однако в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытеснется водой из пониженных частей залежи в повышенные) при газонапорном, наоборот, газ вытесняет нефть из повышен­ных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высо­кая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположен­ным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высокими дебитами недопустимы, так как прорывы газа приводят к бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении при­тока нефти. Поэтому необходимо постоянно контролировать ра­боту скважин, расположенных вблизи газовой шапки, и в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, ограничивать их дебит или даже прекращать эксплуа­тацию таких скважин.

Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапор­ным режимом колеблется в пределах 0,5—0,6. Для его увели­чения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагне­тают с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа — режим работы зале­жи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям сква­жин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движу­щей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По ме­ре отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьше­го давления, т. е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение давления в пласте при этом режиме зависит от сум­марного отбора нефти и газа из пласта.

Показателем эффективности разработки залежи при газовых, режимах является газовый фактор, или объем газа, при-

ходяшегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти, Б начальный период разработки залежи газовые факторы быст­ро растут, а в дальнейшем по мере истощения залежи они сни­жаются.

Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме будет 0,2— 0,4.

Гравитационный р е ж и м — режим работы залежи,

при котором движение нефти по пласту к забоям скважин про­исходит за счет силы тяжести самой нефти.

Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутст­вует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом за­лежь обладает крутыми углами падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пони­женных зонах.

Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1—0,2.

Смешанный режим — режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или не­скольких различных источников энергии: