Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин,

являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой

шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах,

кроме того, наблюдается значительная активность пластовых

подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют

различные геологопромысловые факторы:

1) отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;

2) отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3)значительная высота газовой шапки;

4) высокая фильтрационная характеристика залежи

продуктивного пласта;

5) большие углы падения пород;

6) небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе

разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем,

что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной

части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в

газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется

поршневое вытеснение нефти газом. В этом случае в залежи

наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта.

Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться,

что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким

образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от

суммарного отбора нефти (рис.30, в).

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но

значительному снижению пластового давления в нефтяной части

залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в

свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой

шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что

отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной

нефтеотдаче. Дальнейшее уменьшение пластового давления

приводит к значительному росту газового фактора, который достигает

максимальных значений в конечной стадии разработки.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части

залежи способствует продвижению и внедрению контурных и

подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению

водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи.

Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор

значительного количества газа может привести к подъему

газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой

газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно

-143-

извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени

понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы

отборы газа из газовой шапки.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка

газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое

давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется

создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть

залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение)

осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был

применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения

(Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность.

В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для

залежи пласта АВ-2-3 Самотлорского месторождения (Западная

Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает

0,5-0,7.

Примерами залежей с проявлением газонапорного режима

являются залежи, расположенные в пределах Саратовской,

Волгоградской, Оренбургской областей (Коробковское,

Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с

описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири

(Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское,

Ватьеганское и др.).

Режим растворенного газа

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой

режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления

насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки

окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине.

Следовательно, основным источником пластовой энергии,

продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме

растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа.

Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые

характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной

и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи

может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением

коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области

водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться,

например, в залежах с упруго-водонапорным режимом при

значительных понижениях в них пластового давления.

Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении

пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом

наблюдается сегрегация газа, образование

-144-

пузырьков свободного газа. Расширяясь, они придают

газонефтяной смеси высокую упругость и способствуют ее

продвижению к забоям добывающих скважин. Пузырьки газа

характеризуются большей относительной проницаемостью по

сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам,

совершая работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки залежи соответствуют значительный рост

отборов нефти, быстрое падение пластового давления при

небольшом увеличении газового фактора (рис.30, а).

Снижение пластового давления ниже давления насыщения в

пределах большей части площади приводит к значительной

сегрегации газа по всему объему залежи. Газ продвигается не только

к забоям скважин, но и в повышенные участки структуры, образуя

вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти

резко уменьшается. В результате этого количество

проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ

практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную

работу. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение

газового фактора и значительное снижение дебитов нефти. Таким

образом, для залежей с режимом растворенного газа характерна

зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа.

На заключительной стадии разработки за счет большей

подвижности и относительной проницаемости газа происходит

дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное

количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до

минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко

увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого

значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент

нефтеотдачи достигает 0,1-0,3. Низкая нефтеотдача может быть

объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа,

содержащимся в залежи (рис. 30, г }.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи

применяют различные методы поддержания пластового давления,

например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и

внутриконтурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается

газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.

Примерами залежей с развитием режима растворенного газа

являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, Урало-

Поволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно

проявление в залежах одновременно двух режимов -упруго-

водонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого

является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского

месторождения в Пермской области.

10 Каналин

-145-

Гравитационный режим

Гравитационным режимом называется режим нефтяной залежи,

при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы

тяжести самой нефти.

Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей

нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот

режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки

нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой

энергии уже прекращается. В практике разработки нефтяных залежей

обычно выделяют два вида гравитационного режима:

а) напорно-гравитационный; б) гравитационный режим со свободным

зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех за-

лежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с до-

вольно большими углами падения, что способствует продвижению

нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям

добывающих скважин под действием собственного веса. При этом

дебиты нефти зависят от разности отметок уровня нефти и забоя

скважины, а также от углов падения пласта. Поэтому скважины,

расположенные далеко по падению пласта, характеризуются

устойчивыми и повышенными дебитами нефти, что, в свою очередь,

способствует повышению нефтеотдачи. Обычно при этом режиме

коэффициент нефтеотдачи достигает 0,3-0,4.

Примером залежи с напорно-гравитационным режимом является

залежь в пласте Вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), где

вначале был зафиксирован режим растворенного газа. За счет этого

режима было отобрано 23 % извлекаемых запасов нефти. С

переходом залежи на напорно-гравитационный режим нефтеотдача

достигла 50 %, что свидетельствует о том, что только за счет

проявления гравитационного режима здесь дополнительно получено

около 30 % от извлекаемых запасов нефти.

Второй вид режима - со свободным зеркалом нефти, обычно

проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими

коллекторскими свойствами, значительной фациальной измен-

чивостью и небольшими углами падения. В этом случае в отличие от

напорно-гравитационного режима уровень нефти в скважинах

находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит

площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной

скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти,

положение которой определяется линией естественного "откоса". В

связи с этим данный вид режима и называют гравитационным со

свободным зеркалом нефти.

При напорно-гравитационном режиме зоной дренажа в отличие

-146-

от рассматриваемого вида режима является вся площадь залежи,

расположенная от добывающих скважин выше по восстанию пласта.

Из-за небольшой площади дренажа при режимах со свободным

зеркалом нефти коэффициенты нефтеотдачи обычно небольшие, от

0,1 до 0,2. Нефтеотдача в этом случае зависит от коллекторских

свойств пласта, вязкости нефти, плотности сети добывающих

скважин.

Примером залежей с проявлением данного режима является

девонская залежь Ярегского месторождения (Республики Коми), где

нефть добывают шахтным способом, она поступает из пласта за счет

силы тяжести.

6.3.3. Режимы газовых залежей

В газовых залежах основными источниками пластовой энергии

являются давление расширяющегося газа, упругие силы воды и

породы, а также напор краевых и подошвенных вод. В зависимости от

преобладающего воздействия одного из этих факторов выделяют

газовый (режим расширяющегося газа), газоводонапорный, газо-

упруго-водонапорный режимы. Характер проявления каждого из

режимов зависит от геологических условий залежей, степени

активности пластовых вод.

В целом же разработка газовых залежей значительно

отличается от разработки нефтяных залежей в основном тем, что

вязкость газа в среднем в 100 раз меньше вязкости нефти.

Вследствие этого перераспределение давлений в газовых залежах

совершается гораздо быстрее, чем в нефтяных. Воронки депрессии в

зависимости от коллекторских свойств залежи и фациальных

замещений пласта могут быть весьма неравномерными, что,

естественно, влияет на величину пластового давления в каждой

скважине. Такая картина, например, прослеживается на

Шебелинском газовом месторождении.

Газовый режим

Это режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин

обусловливается потенциальной энергией давления, под которым

находится газ.

Основным источником энергии при описываемом режиме (режиме

расширяющегося газа), продвигающей газ к забоям скважин, является

упругое расширение сжатого в залежи газа. Газовый режим обычно

проявляется в залежах, приуроченных

ю* -147-

Рис.31. График динамики разработки газовой

залежи: линии: 1-7 - газовый режим;

1-2-3-4'-?'-6' гаэо-упруго-водонапорный режим;

1-2-3-4"-?"-б"-7" - газоводонапорный режим

либо к линзам, либо к пластам небольших размеров. Он может

проявляться в литологически-, стратиграфически- и тектони-чески-

экранированных залежах. В некоторых случаях в пониженных

участках этих залежей имеется вода, которая не оказывает

практически никакого влияния на процесс разработки.

Основное отличие газового режима от других режимов газовых

залежей в том, что снижение пластового давления здесь всегда

пропорционально отбору газа. За счет этого удельная добыча газа V

на 0,1 МПа падения пластового давления в процессе разработки

залежи при газовом режиме остается постоянной. Если на первую

дату (с начала разработки) из залежи было извлечено gi объемов газа

и давление составляло

/?],на вторую дату было отобрано Q^ объемов газа и давление в

залежи достигло р^, тогда удельная добыча \\ будет равна:

,- 64-63 ,. _6«-g«-i

— ( з — ———— —... i •„ — —————

Рг -PA Pn-i-Pn

Pi-Pi Pi-

Рз

• (6.1)

Газовый режим в залежи обычно устанавливается по результатам

ее эксплуатации. С этой целью строят графики, где на оси ординат

откладывают значения пластового давления (д,л)

с учетом коэффициента сжимаемости z, т.е. рпя/z, где z=

pns

; на оси

абсцисс - накопленную добычу газа Qr и

|_ RT J

соответствующие ей даты разработки (рис.31).

Получаемая при газовом режиме кривая зависимости давления -

отбор будет прямой линией. Экстраполяция этой линии до

- 148-

пересечения с осью абсцисс позволит определить начальные

промышленные запасы газа. Этот способ лежит в основе подсчета

запасов газа методом падения давления. Необходимо помнить, что

газовый режим может устанавливаться на первых этапах разработки

газовых залежей с газо-упруго-водонапорным и газоводонапорным

режимами. Примером залежи с таким режимом может служить

Пунгинское газовое месторождение (Западная Сибирь).

Газо-упрузо-водонапорный режим

Газо-упруго-водонапорным режимом газовой залежи следует

называть такой режим, при котором основными силами,

продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие

силы как пластовой воды, породы, так и самого расширяющегося

газа.

Обычно для таких залежей характерны низкая проницаемость.

значительное фациальное замещение пласта, слабая

гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями

пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

На первых этапах разработки в залежи устанавливается газовый

режим, так как пластовое давление снижается незначительно, что не

способствует проявлению упругих сил в залежи.

В зависимости от комплекса геологопромысловых

характеристик продолжительность первого - газового режима в

залежи самая различная. Например, на ряде месторождений

Самарской области первые признаки установления

газоводонапорного режима стали проявляться при снижении

пластового давления на 3-30 %.

В результате снижения пластового давления в залежи создаются

условия для проявления упругих сил пласта и воды. При этом

начинает медленно подниматься газоводяной контакт. Однако напор,

возникающий за счет проявления упругих сил, не сможет

компенсировать снижение пластового давления в залежи. Снижение

пластового давления при этом будет зависеть как от текущего, так и

от суммарного отборов газа. Таким образом, первыми признаками

проявления газо-упруго-водонапорного режима являются:

1) подъем газоводяного контакта; 2) снижение пластового давления.

Поскольку для газового режима значения удельных отборов газа V

на 0,1 МПа для всех периодов разработки остаются постоянными,

для описываемого режима за счет поступления в

- 149 -