Природные режимы нефтегазоносных залежей

    Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности  остается постоянным (рис. 10).

    С целью предотвращения преждевременных  прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть  нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

     При разработке залежи в условиях газонапорного  режима пластовое давление постоянно  снижается (рис.10). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах. 

    5. Режим растворенного  газа 

    Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

    В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

    Динамика  годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие  особенности (рис. 11). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым  давлением со временем нарастает. Промысловый  газовый фактор некоторое время  остается постоянным.

     Затем с увеличением  количества выделяющегося газа фазовая  проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4—5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

    Для режима характерно образование возле  каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением  нефти водой. Конечный коэффициент  извлечения нефти не превышает 0,2—0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

    Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др. 

    6. Гравитационный режим 

     Гравитационный  режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает при понижениии гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 12. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2—1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

    Силы  тяжести в пласте действуют очень  медленно, но за их счет в течение  длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м³.

    Гравитационный  режим в практике разработки месторождений  использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется. 

    7. Газовые и газоконденсатные залежи 

      При газовом режиме (режиме расширяющегося  газа) приток газа к забоям  скважин обеспечивается за счет  потенциальной энергии давления, под которым находится газ  в продуктивном пласте. Ее запас  обычно оказывается достаточным  для довольно полной выработки  залежи (сжимаемость газа на три  порядка более сжимаемости воды  и породы). Режим формируется при  отсутствии влияния законтурной  области и может иметь место  в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

    При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически  не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может  происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения  конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

    Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)-SQ, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; SQ — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

    Режим обеспечивает достаточно высокие темпы  добычи газа — по крупным залежам  в период максимальной добычи до 8—10°/о начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях   требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9—0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.  

    8. Упруговодогазонапорный режим 

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

    Масштабы  внедрения в залежь воды принято  оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых  условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении  в залежь 0,2 млн. м³ воды в результате отбора 1 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

    При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

    Действие  упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов. 

  9. Смешанные природные режимы залежей 
 

    При рассмотренных природных режимах  залежей с одним преобладающим  видом энергии относительно небольшое  действие оказывают и другие природные  силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением  пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой  залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного  газа и т.д.

    Вместе  с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть  или газ извлекаются из пластов  за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

    В газонефтяных залежах природный  режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и  газовой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае и др.).

    Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах  упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5—10% извлекаемых запасов  нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного  газа (девонские залежи нефти Татарии  и Башкирии, многие залежи Западной Сибири) 

10. Режимы работы газоносных пластов

  В газоносных пластах обычно наблюдаются  два основных режима:

      1)  газовый, или режим расширяющегося газа;

   2) водонапорный  режим (лучше газоводонапорный), когда движущей    силой    является    не    только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.

  В процессе эксплуатации залежи распределение  давлений в ней существенно отличается от распределения давлений в нефтяной залежи. Это связано с тем, что воронка депрессии в газовых пластах более крутая, чем в нефтяных, и поэтому пластовое давление в них уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту.