Естественные режимы работы нефтяных и газовых залежей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Реферат

по курсу «Современные проблемы нефтегазовой науки, техники и технологии»

Тема «Естественные режимы работы нефтяных и газовых залежей»

Выполнил:

Елисеев С.Ю.

Уфа 2016

1. Режимы работы нефтяных пластов

Нефтяной или газовый пласт представляет собой единую энергетическую систему, в которой влияние скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую водонапорную часть пласта. [1]

Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил и видов энергии, которые обеспечивают перемещение нефти или газа от пласта к забою добывающей скважины.

Знание совокупности видов энергии, воздействующих на пласт, позволяет принимать оптимальные решения по первоначальному обустройству месторождения, а также по выбору методов поддержания пластового давления при дальнейшей эксплуатации.

Приток от залежи к забою скважины обуславливается:

1) напором краевых вод (водонапорный режим),

2) напором газа сжатого в газовой шапке,

3) энергией газа растворенного в нефти и воде,

4) упругостью сжатых пород,

5) гравитационной энергией.

Выделяют следующие естественные режимы работы нефтяных пластов:

1.1 Водонапорный режим

Является наиболее эффективным режимом работы залежи, особенно, когда пласт, в котором находится нефть, выходит на дневную поверхность с отметкой выше отметки расположения нефтяной скважины. [1]. В этом случае движущей силой является напор краевых или подошвенных вод. Отбираемый из залежи объем нефти V_н, полностью компенсируется пластовой водой, поступающей из законтурной зоны. КИН составляет 0,5-0,7 и более.

При этом режиме с целью уменьшения отбора попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи зоны водонефтяного контакта или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют во избежание повышенного содержания воды в скважинном продукте.

Рис. 1 Водонапорный режим эксплуатации (инфильтрационная водонапорная система).

1- Водоупорные породы, 2 - водонасыщенный пласт-коллектор, 3 - залежь нефти, 4 - пьезометрическая поверхность, 5 - земная поверхность, 6 - столб пластовой воды в скважине, 7 - направление движения жидкости.

1.2 Упруговодонапорный режим

В этом режиме, в отличие от водонапорного режима, основной движущей силой является упругое расширение жидкости и горной породы. Объем воды внедряющейся в залежь недостаточно для компенсации объема нефти отобранной из скважины. В процессе эксплуатации скважины, при снижении пластового давления происходит расширение матрицы горной породы и пластовой воды коллектора.

Несмотря на то, что коэффициенты упругости воды и породы незначительны, при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Перфорация скважин выполняется, также как и при водонапорном режиме: часть скважины, прилегающую к ВНК, не перфорируют. Процесс вытеснения нефти водой из пласта схож с водонапорным режимом, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий несколько возрастает доля не извлекаемых запасов. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее, КИН составляет 0,5-0,6 и более.

1.3 Газонапорный режим

При газонапорном режиме работы нефтяной части газонефтяной залежи нефть вытесняется из пласта под действием давления газа, находящегося в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газа и соответствующее перемещение ГНК вниз. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с проникновением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому давлению. Т.е. вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение растворенного газа из нефти; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др.

Способствуют проявлению газонапорного режима следующие геологические условия: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая вертикальная проницаемость пласта; малая вязкость пластовой нефти.

В процессе эксплуатации скважины необходимо следить за темпом отбора нефти, во избежание прорыва газа из газовой шапки. Коэффициент извлечения нефти для залежей с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в верхнюю часть залежи нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Рис. 2. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме.

а - изменение объема залежи в процессе разработки, б - динамика основных показателей разработки. 1 - газ, 2 - запечатывающий слой на границе ВНК.

1.4 Режим растворённого газа

Режим растворенного газа - режим работы нефтяной залежи, при котором пластовое давление P_пл падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

Данный режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном содержании газа в пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение насыщенности пласта нефтью, 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: (см. Рис. 3.)

Стадия 1: пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Газовый фактор (G) некоторое время остается постоянным.

Стадия 2: 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. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года.

Стадии 3,4: На этих стадиях вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и 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. Нефть добывают практически без воды.

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

Рис. 3. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

1.5 Гравитационный режим

Основной движущей силой в данном случае является собственная сила тяжести нефти. В природных условиях в чистом виде этот режим практически не встречается, обычно он проявляется после окончания режима растворённого газа. (см. Рис 4.)

Гравитационному режиму соответствует ситуация, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах.

Рис. 4. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме.

а - изменение объема залежи в процессе разработки

1-3 последовательные границы нефтенасыщения пласта, стрелками показано направление фильтрации нефти.

б - динамика годовых отборов нефти

нефть газ скважина залежи

Существуют две разновидности гравитационного режима:

а) напорно - гравитационный. Он характерен для залежей, имеющих крутые углы наклона и высокую проницаемость. Нефть перемещается в пониженные участки пласта.

б) со свободным зеркалом нефти. Характерен для пологозалегающих пластов, с дегазированной нефтью расположенной ниже кровли пласта. Фильтрационно-емкостные свойства коллектора низкие, перфорируются нижние интервалы пласта. Дебиты минимальны, но стабильны. КИН обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Режим работы залежи, когда при ее эксплуатации происходит одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии. Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкостного трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

2. Режимы работы газовых залежей

Различают два режима работы газовых скважин: газовый и упруговодогазонапорный режимы. Режимы работы газовых залежей существенно отличаются от режимов работы нефтяных залежей по причине высокой сжимаемости газа.

2.1 Газовый режим

В условиях газового режима поток газа к забоям скважин обеспечивается за счет энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Благодаря высокой сжимаемости газа, запас энергии обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи. Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной (открытая система), так и элизионной водонапорной системы (система закрытого типа, в которой давление создается за счет уплотнения и геодинамического давления).

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов (элизионная система) 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:

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% от 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. При поступлении воды в такие скважины требуются дополнительные геофизические исследования. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие -- 0,9--0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

2.2 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. Например, при внедрении в залежь 0,4 млн. м³ воды в результате отбора 2 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 200 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей в режиме. [1]

Благодаря замещению газа водой, в этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем в 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. [1]

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, либо боковых стволов. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью может происходить быстрое продвижение воды вглубь залежи по наиболее проницаемым частям пластов. Появление воды в продукции скважин приводит к усложнению условий их эксплуатации и раннему переводу в бездействующий фонд. Как следствие, 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. [2]

Список использованных источников

1. Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие. Авторы В. Д. Гребнев, Д. А. Мартюшев Г. П. Хижняк: Перм. нац. иссл. полит. ун-т. Пермь, 2013. 185с.

2. Спутник нефтегазопромыслового геолога Чоловский И.П. 1989 г.

Размещено на Allbest.ru