 |
Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых залежах
|
|
|
|
До начала вскрытия нефтяной или газовой залежи скважинами нефть и газ находятся в ней в статическом состоянии и по вертикали располагаются в соответствии со своими плотностями (вверху - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода).
При вскрытии залежи на забое скважин создается давление меньшее, чем в пласте, в результате чего равновесие в залежи нарушается и жидкость и газ начинают перемещаться к забою скважин, то есть к зонам с пониженным давлением.
Пластовая энергия в этом случае расходуется на перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде, в результате часто при этом пластовое давление снижается. В горной породе нефть и газ находятся под действием сил, которые влияют на движение нефти, газа и воды при их добыче, а также на характер и интенсив-. ность этого движения.
Силы, действующие в пласте, разделяются на силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению нефти (жидкости) и газа и удерживающие нефть в залежи. К силам движения нефти, газа и воды в залежах относятся:
а) силы, вызываемые напором краевых и подошвенных пластовых вод;
б) силы, проявляющиеся вследствие упругости пластовых водонапорных систем, то есть упругости жидкостей;
в) силы расширяющегося сжатого свободного газа, растворенного в нефти и газовой шапке;
г) сила тяжести нефти;
д) силы упругости горных пород.
К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:
а) силы внутреннего трения жидкости и газа, связанные с преодолением их вязкости;
б) силы трения нефти, газа или воды о стенки поровых каналов горных нефтесодержащих пород;
в) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;
|
|
|
г) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.
Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по залежи зависит от вязкости движущейся жидкости и от ее скорости. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления, а также чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Сопротивление трению при движении жидкости и газа через горную породу зависит от размеров пор и от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.
Силы сопротивления при движении нефти через песчаные коллекторы тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше сечение каналов в породе пласта. Силы сопротивления вследствие межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном разностью их вязкости. В мелких порах большую роль играют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящимся ее вытеснить. Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта играет существенное значение, определяющее «еличину нефтеизвлечения.
Режим работы нефтяных и газовых залежей
Движение жидкости по пласту к забоям скважин происходит ча счет пластовой энергии. Жидкость (нефть, вода) в залежи под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. При разработке нефтяных месторождений пластовое давление снижается. Темп снижения пластового давления зависит от
количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния методов восполнения пластового давления. Это искусственные факторы. Но запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных факторов - энергии расширения газов газовой шапки, запаса упругой энергии в системе пласта, энергии расширения растворенного в нефти газа, наличия источника питания нефтяной залежи пластовой законтурной водой; гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения.
|
|
|
Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта.
В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).
От правильной оценки режима дренирования залежи во многом зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получение высокого значения коэффициента конечного нефтеизвлечения. Определить режим залежи непросто, так как часто одновременно проявляются многие факторы, определяющие режим. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодона-порный режим.
Жестководонапорный режим
При жестководонапорном 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.
При жестконапорном режиме
где Рпл - среднее пластовое давление, Рнас - давление насыщения. При условии Рпл > Рнас свободного газа в пласте нет, и через
горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 23) гидродинамически связан с областью отбора нефти 1 и с областью питания 3, который может быть руслом реки и так далее.
Рис. 23. Схемы геологических условий существования естественного водонапорного режима: 1 - нефтяной пласт, 2 - проницаемый коллектор, 3 - водоем, 4 - нефтяные скважины
В результате процессов горного образования пористый и проницаемый пласты (в случае, показанном на рис. 23) имеют выход на дневную поверхность в районе русла 3, из которого происходит постоянная подпитка пласта водой (и, соответственно, пополнение энергией) при отборе нефти через скважины 4.
|
|
|
В подобных залежах пластовое давление обычно равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем иыравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4-8% от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).
При этом режиме, как правило, устанавливаются стабильные во времени дебиты жидкости из скважин, пластовое давление и газовый фактор.
Постоянство газового фактора объясняется тем, что при Рт > Рнас выделение газа в пласте не происходит и из каждой добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был растворен в пластовых условиях (рис. 24). Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро.
Рис. 24. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима: Рпл- пластовое давление, МПа; Q - дебит жидкости, т/с; Гф - газовый фактор м/т
При искусственном водонапорном режиме постоянный напор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины.
При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с k = 1,5-1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте).
При жестконапорном 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 разнятся вязкостные свойства нефти и 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 нефтеизвлечения 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 нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Коэффициент нефтеизвлечения - это отношение извлеченного количества нефти из залежи к начальным запасам нефти. При водонапорном режиме (естественном и искусственном) коэффициент один из высоких. Из залежи может быть извлечено 50-70% от начальных запасов нефти, то есть Кн =0,5-0,7, а в некоторых случаях и выше.
При упруговодонапорном режиме движущейся силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.
4. Упруговодонапорный режим
При этом режиме водоносная часть залежи очень большая И может простираться от контура нефтеносности на десятки И сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.
При упруговодонапорном режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давле-
ния и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.
При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.
С целью недопущения перехода упруговодонапорного режима в режим растворенного газа осуществляют переход на искусственное воздействие на залежь путем поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или иного агента воздействия.
Необходимо отметить, что при снижении пластового давления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а перовые каналы сужаются. Так, объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000-1/2500 первоначального объема, объем нефти при том же снижении давления в зависимости от насыщенности нефти газом увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем горной породы при снижении пластового давления на 1 МПа - от 1/10000 до 1/50000 своей величины. Несмотря на то, что упругое расширение водонапорной системы при снижении давления в пласте очень мало, тем не менее оно играет значительную роль в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в процессе разработки залежи при упругом режиме принимают участие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие нефтяную залежь.
|
|
|
Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значительное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших значений (Кн =0,8).
Газонапорный режим
Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти.
Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным.
При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапорном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части земли, а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.
Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.
Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный и ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления.
Если расход энергии расширения газа не полностью компенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое снижение пластового давления и одновременно снижение дебитов нефти в нефтедобывающих скважинах.
Если пластовое давление снижается ниже давления насыщения, происходит быстрое увеличение газового фактора. Со временем, по мере вытеснения нефти из залежи и увеличения Площади газонефтяного контакта, а также с учетом того, что газ Имеет очень низкую вязкость в сравнении с нефтью, происходит Прорыв газа в нефтяные скважины. В этом случае добыча нефти Прекращается, но в залежи еще остается достаточно высокое содержание нефти.
С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного
газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого используется нефтяной газ, который выделяется из нефти на поверхность. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4-0,6.
|
|
|
