Жесткий водонапорный режим

Размещено на http://www.allbest.ru/

Жесткий водонапорный режим

Введение

жесткий водонапорный нефть

Жестко водонапорные режимы отмечаются сравнительно-редко, хотя и не настолько, чтобы их считать исключением. В отечественной практике залежей с таким режимом, насколько известно, больше десяти. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

- напор контурной воды под действием ее массы - водонапорный режим (жестководонапорный)

- напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды - упруговодонапорный режим;

- давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки);

- упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа -режим растворенного газа;

- сила тяжести нефти - гравитационный режим

При жестко водонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины

Условие существования жестко 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.

Рис. 2.3. Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима

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).

Рис. 2.4. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима

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

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 1, б):

- тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта -- относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

-практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора; достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, -- до 8 -- 10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 -- 90 % извлекаемых запасов нефти;

- извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор -- ВНФ) может достигать 0,5 -- 1.

Рис.1. Пример разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме

а -- изменение объема залежи в процессе разработки; б -- динамика основных показателей разработки. 1 -- интервалы перфорации; 2 -- нефть; 3 -- вода; 4 -- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-- начальное, ВНКтек -- текущее; ВНКк -- конечное; давление: рпл -- пластовое, рнас -- насыщения; годовые отборы: qн -- нефти, qж -- жидкость; В -- обводненность продукции; G -- промысловый газовый фактор; kизвл.н -- коэффициент извлечения нефти [ http://biofile.ru/geo/23325.html ]

При жестко 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)

В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях жестко водонапорного режима (главным образом искусственного).

При жестко водонапорном режиме разработка залежи прекращается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.

Следует отметить, что полного вытеснения нефти, поступающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть, будет опережать нефть и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем значительнее вязкостные свойства нефти н воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению неф-теизвлечения из залежи. В случае когда в нефтяных скважинах будет добываться чистая вода, это не значит, что вся нефть вытеснена.

В порах и микротрещинах останется неизвлеченная нефть. Одним из основных показателей эффективной разработки нефтяной залежи является коэффициент нефтеотдачи.

Коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченного количества нефти из залежи к начальным запасам нефти. При жестко водонапорном режиме (естественном и искусственном) коэффициент один из высоких. Из залежи может быть извлечено 50-70% от начальных запасов, то есть К_п =0,5-0,7, а в некоторых случаях и выше.

Размещено на Allbest.ru