Приток жидкости к скважине

ВОПРОС

. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

2.1. Пластовые давления

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы. 2.1.1. Статическое давление на забое скважины

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением. 2.1.2. Статический уровень

Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем.

Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа. 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины

Это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными. 2.1.4. Динамический уровень жидкости

Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.

При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины. 2.1.5. Среднее пластовое давление

По среднему пластовому давлению оценивают общее состояние пласта и его энергетическую характеристику, обусловливающую способы и возможности эксплуатации скважин. Статические давления в скважинах, расположенных в различных частях залежи и характеризующие локальные пластовые давления, могут быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта, его неоднородности, прерывистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие среднего пластового давления. Среднее пластовое давление Рср вычисляют по замерам статических давлений Рi в отдельных скважинах.

Среднее арифметическое давление из m измерений по отдельным скважинам

(2.1)

Эта величина неточно характеризует истинное среднеинтегральное пластовое давление и может от него сильно отличаться, например, при группировке скважин в одной какой-либо части залежи.

Средневзвешенное по площади пластовое давление

(2.2)

где fi - площадь, приходящаяся на i-ю скважину, Pi - статическое давление в i-й скважине, n - число скважин.

Это давление полнее характеризует энергетическое состояние пласта, однако не учитывает того, что толщина пласта на различных участках различна. Поэтому вводится понятие о средневзвешенном по объему пластовом давлении. Средневзвешенное по объему пласта давление учитывает не только площадь fi, приходящуюся на каждую скважину, но и среднюю толщину пласта hi в районе скважины. Таким образом,

(2.3)

Среднее пластовое давление определяют по картам изобар (линий равных давлений). Для этого измеряют планиметром площадь между каждыми двумя соседними изобарами, рассчитывают среднее пластовое давление на этой площади, как среднее арифметическое из значений давлений двух соседних изобар, и, умножая его на площадь между изобарами, суммируют. Общую сумму делят на суммарную площадь, в пределах которой проводится вычисление. Определенное таким образом среднее давление ничем не отличается от того, которое получается по (2.2), и также является средневзвешенным по площади.

Если на карту изобар наложить карту полей равных толщин, то среднее пластовое давление можно вычислить как средневзвешенное по объему пласта, используя формулу (2.3). В этом случае fi - часть площади между двумя изобарами с одинаковыми толщинами hi, Pi - среднее давление между двумя изобарами. Этот способ дает наиболее объективную оценку среднего пластового давления. 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания

При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин,окружая их характерной изобарой, имеющей, например, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2.2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (2.3) и дополнительно карту полей равных толщин. 2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора

За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта. 2.1.8. Начальное пластовое давление

Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением. 2.1.9. Текущее пластовое давление

В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением. 2.1.10. Приведенное давление

Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна.

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;

2 - первоначальный контакт; 3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1

а приведенное давление в скв. 2 будет

ρн - плотность нефти в пластовых условиях; g - ускорение силы тяжести; Δh1, Δh2 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления

для скв. 1

,

для скв. 2

.

Здесь Δh1 и Δh2 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв - плотность воды в пластовых условиях.

Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.

Приток жидкости к скважине

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

(2.4)

где k - проницаемость пласта; μ - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии тока).

По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при изменении угловой координаты (в случае однородного пласта) останутся неизмененными, что позволяет оценить объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2πrh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h - действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда

. (2.5)

Обозначим

В общем случае предположим, что ε - гидропроводность - изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины ε одинаковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.

Предположим, что ε задано в виде известной функции радиуса, т. е.

. (2.6)

Вводя (2.6) в (2.5) и разделяя переменные, получим

. (2.7)

Дифференциальное уравнение (2.7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ε(r). В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (2.7) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины rс с давлением Pс до внешней окружности Rк, называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление Pк. Таким образом,

,

При ε = const будем иметь

. (2.9)

Решая (2.9) относительно q, получим классическую формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (2.10)

Если (2.8) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

. (2.12)

После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем

. (2.12)

Решая уравнение относительно р(r) и подставляя (2.10) в (2.12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (2.13)

Если в (2.8) в качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для р(r) можно записать в другом виде:

. (2.14)

Подставляя в (2.13) или (2.14) Rк вместо переменного радиуса r, получим P(Rк) = Pк; при r = rс имеем другое граничное условие:

P(rc) = Рс.

Таким образом, граничные условия выполняются. Из (2.13) и (2.14) следует, что функция P(r) является логарифмической, т. е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии - слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.

Рассмотрим случай радиального притока в скважину при произвольно изменяющейся вдоль радиуса гидропроводности.

Проинтегрируем в (2.8) правую часть и перепишем результат следующим образом:

. (2.15)

Подынтегральная функция

. (2.16)

может быть построена графически по заданным значениям ε для различных радиусов и проинтегрирована в пределах от rс до Rк любым методом приближенного интегрирования или измерением планиметром площади под кривой у(r) в заданных пределах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость. В любом случае общий приток такого многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

. (2.17)

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (Pк - Pс), непосредственно влияют на величину q. Что касается величин Rк и rс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Пример. Допустим истинное значение Rк = 100 м, а в расчете по ошибке было принято Rк = 1000 м, т. е. допущена 10-кратная ошибка. Тогда истинный приток

, (2.18)

где rc = 0,1 м.

Расчетный приток

. (2.19)

Сравнение производим при прочих равных условиях, деля (2.18) на (2.19):

. (2.20)

Откуда qрасч = 3/4 qист. Т. е. расчетный дебит будет составлять 75% истинного дебита.

При применении формулы радиального притока для скважины, расположенной среди других добывающих скважин, за Rк принимают половину расстояния до соседних скважин или средневзвешенную по углу величину этого расстояния. Формула радиального притока часто используется для определения гидропроводности по известным дебиту и давлениям.

Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q (объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.

3. Режимы разработки нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин - к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных - естественных факторов:

§ наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

§ запаса упругой энергии в пластовой системе;

§ содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

§ наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

§ гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

§ водонапорный (естественный и искусственный),

§ упругий,

§ газонапорный (режим газовой шапки),

§ режим растворенного газа,

§ гравитационный.

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

4. Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

,

где Pпл - среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем - русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 - 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,

Рис. 2.3. Схема геологических условий существования

естественного водонапорного режима

пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

Рис. 2.4. Изменение во времени основных

характеристик водонапорного режима

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

5. Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (2.43)

где ΔV - приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP - приращение давления (понижение давления); V - первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды

;

для нефти

;

для породы

.

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

. (2.44)

где V - объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта; Vп, Vв, Vн - общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно; β* - приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, αв, αн соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (2.44) записать

, (2.45)

или

. (2.46)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).

Рис. 2.5. Изменение во времени безразмерного средне-

интегрального пластового давления при упругом режиме

Несложно вывести приближенную формулу, описывающую падение безразмерного среднеинтегрального пластового давления Р при упругом режиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости (q = const). Можно получить аналогичную формулу при переменном темпе отбора, когда функция изменения темпа отбора задана, например линейно возрастает или изменяется по любому другому закону. При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т

е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора закон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

§ залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

§ обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

§ наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

§ превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Рпл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные с ними процессы играют незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.

.6. Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 2.6. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового

давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки:

1- n = 0,25; 2 - n = 0,5; 3 - n = 1; 4 - n = 2; 5 - n = 4; 6 - n = 8

Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %. 7. Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

§ Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

§ отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

§ отсутствие газовой шапки;

§ геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Рассмотрим законы изменения среднего пластового давления в залежи в условиях режима растворенного газа. Примем, что начальное среднее пластовое давление равно давлению насыщения (абсолютному), т.е. Рнач = Рнас.

Полагая, что линейный закон растворимости газа Генри при изменении давления от Рнач до Р справедлив, можно определить объем выделившегося газа из объема нефти Vн при понижении давления.

(2.79)

где α - коэффициент растворимости, приведенный к стандартным условиям; V - объем выделившегося газа, также приведенный к стандартным условиям. Этот объем следует привести к пластовому текущему давлению Р и температуре Т, используя уравнение состояния.

Выделившийся свободный газ будет равномерно распределен в нефти, образуя газонефтяную смесь. Поскольку объем смеси будет больше объема пор пласта, то ее избыток будет фильтроваться к забоям скважин. Предположим, что в начальный момент поры пласта заполнены только нефтью, так что Vпор = Vн (наличие связанной воды не меняет конечных результатов). Следовательно при снижении давления из общего объема пор пласта Vпор должна выделиться смесь, объем которой Vвс будет равен разности

Этот объем будет состоять из нефти и газа.

Определим долю нефти в смеси, как отношение объема всей нефти в пласте к объему всей образовавшейся смеси, т. е.

. (2.83)

Это среднее содержание жидкой фазы - нефти в смеси. Но необходимо различать: α1 - долю жидкой фазы в выделившейся из пор смеси и долю жидкой фазы в смеси α2, остающейся в порах пласта на данной стадии разработки.

Доля нефти в выделившейся смеси (α1) всегда значительно меньше доли нефти в остающейся смеси (α2). Это объясняется следующим:

1. Вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, поэтому, обладая большей подвижностью, он скорее достигает забоя скважины.

2. В результате дегазации нефти ее вязкость увеличивается, а следовательно, уменьшается подвижность.

3. С увеличением газонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для газа возрастает, а для нефти уменьшается (согласно кривым фазных или относительных проницаемостей).

Перечисленные факторы приводят к уменьшению жидкой фазы в выделившейся из пор газожидкостной смеси, другими словами, к росту газового фактора. Предположим, что доля нефти в выделившейся смеси в k раз меньше, чем ее среднее значение. Продолжая выкладки, можно получить следующую формулу, описывающую изменение среднеинтегрального пластового давления во времени при эксплуатации месторождения на режиме растворенного газа:

. (2.87)

По формуле (2.87) произведем численную оценку безразмерного пластового давления Р и его изменение во времени. Результаты расчета представлены на рис. 2.7.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводнаяРис. 2.7. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового

давления при режиме растворенного газа: 1 - k = 2; 2 - k = 4

Как видим, закон падения явления - криволинейный. К исходу 10 лет эксплуатации месторождения при k = 2 и отборе 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление должно упасть на 55,5 % и составить 44,5 % от первоначального, равного давлению насыщения (см. рис. 2.7, линия 1). За это время (t = 10 лет) будет отобрано 50% извлекаемых запасов, которые составляют 40% геологических (при η = 0,4). При k = 4 то же давление через 10 лет составит 11,8% от первоначального. Из формулы (2.87) следует также, что при больших t (время разработки) выражение, стоящее в круглых скобках, может стать отрицательным. Это означает, что пластовое давление Р будет отрицательным. Физически это невозможно. Поэтому полное истощение месторождения наступает при kηδt = 1.

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.

.8. Гравитационный режим

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.

Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.

Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

2 ВОПРОС:

Нефтяное месторождение — совокупность залежей нефти на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения.

Нефтяные месторождении классифицируется на:

мелкие - до 10 млн. тонн нефти;

средние - 10 - 100 млн. тонн нефти

крупное - 100 - 1000 млн. тонн нефти

Крупнейшие (гигантские) - 1 - 5 млрд. тонн нефти

Уникальные (супергигантские) - 5 млрд. тонн нефти и более цессе бурения.

НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ — пласт осадочной горной породы, поры и трещины к-рой заполнены нефтью. Кроме нефти, в Н. п. обычно присутствуют газ и вода. Нефте-, газо- и водонасыщенность Н. п. зависят от состава горной породы и её физич. свойств, а также от местоположения в горной структуре. В литературе Н. п. часто определяется как нефтяной подземный резервуар с определённым «режимом работы», т. е. с теми или иными действующими в недрах силами давление воды, газа, горное давление, сила тяжести в их отношении к нефтедобыче. В соответствии с этим различают Н. п. с режимами: водонапорным, газонапорным, газированной жидкости, гравитационным, либо Н. п. со смешанными режимами работы.

НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ (а. oil field, oil pool; н. Erdollager; ф. gisement de petrole, gisement d'huile; и. deposito petrolifero, yacimiento petrolifero, yacimiento de petroleo, yacimiento de oil) — естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой, контролируемое единым водонефтяным контактом. Граница между смежными залежами в одном пласте проводится по изменению положения водонефтяного контакта.

Нефтяная залежь обычно подстилается водой: законтурной (за внешним контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза). Основные параметры нефтяной залежи: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая температура, давление, высотное положение водонефтяного контакта. По запасам нефтяные залежи подразделяют на: уникальные (свыше 300 млн. т), гигантские (от 100 до 300 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (до 10 млн. т) и непромышленные. Кроме того, нефтяные залежи характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экранированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; количеству и составу растворимого в ней газа и других компонентов. Режимы работ нефтяных залежей при эксплуатации определяются характером проявления движущих сил, обусловливающих приток нефти к эксплуатирующимся скважинам; зависят от геологического строения и физико-химического свойств пласта и нефти, а также от искусственно создаваемых условий разработки. Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчинённых единой тектонической структуре, образует нефтяное месторождение.