6.1.Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Рис. 8. Типы режимов нефтяного пласта:

а - жестководонапорный; б - газонапорный; в - растворённого газа; г - гравитационный

При жестководонапорном режиме (рис. 8 а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме (рис. 8 б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного газа (рис. 8 в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим (рис. 8 г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую вязкость (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) и обладает большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транс­портируется до газоперерабатывающих заводов или непосредст­венно к местам его потребления.

Чаще всего основная особенность разработки газовых ме­сторождений, особенно с большими запасами, заключается в не­разрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты по­требления - пункты переработки и потребления. В основу рацио­нальной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением усло­вий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки ме­сторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.

При разработке газовых месторождений и определении сет­ки скважин большое значение имеет определение диаметра экс­плуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ до­бывается по эксплуатационной колонне, поэтому чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на ме­сторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.

Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас существует даже при минимальном пластовом давле­нии, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множе­ство факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.

Наибольшее газоизвлечение может быть получено при сни­жении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забой­ным давлениями, и эксплуатация их становится нецелесообраз­ной.

Обычно разработку газовых залежей с учетом экономиче­ских показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схе­мах обычно принимается равным 0,75-0,85. [8]

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия -стадия освоения эксплуатационного объекта;

II стадия - стадия поддержания стабильно высокого уровня добычи нефти;

III стадия - стадия значительного снижения добычи нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

I стадия характеризуется быстрым увеличением действующего фонда до 60 - 80% фонда всех действующих скважин. Снижение пластового давления. Небольшая обводненность продукции (на конец стадии обводненность достигает 5 % при вязкости нефти не более 5 мПа*с и 35% при повышенной вязкости). Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет около 10% . Продолжительность стадии до 5 лет.

II стадия характеризуется стабильно-высоким уровнем добычи нефти. Рост числа скважин до максимального за счет резервного фонда. Нарастание обводненности продукции скважин (на конец стадии обводненность составляет 65-70%). Отключение небольшой части скважин из-за высокой обводненности и перевод большой части фонда на механизированную добычу. Текущий коэффициент нефтеотдачи на конец стадии составляет около 30-40%. Для месторождений с пиком добычи составляет 10-15%.

III стадия характеризуется снижением добычи нефти около 10-20% в год. Уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводненности продукции, перевод всего фонда на механизированную добычу. Прогрессирующая обводненность продукции до 85% на конец стадии. Повышение текущего коэффициента нефтеотдачи, который на конец стадии составляет 50-60%. Данная стадия наиболее сложная для всего процесса разработки, основная задача этой стадии замедление темпа снижения добычи нефти (5-12 лет).

IV стадия характеризуется медленно снижающимися темпами отбора нефти. Обводненность высокая, медленно возрастает (увеличивается на 0.7-1%). Более резкий, чем на III стадии спад действующего фонда скважин ( действующий фонд составляет 40-70% от максимального). Продолжительность составляет от 10-30 лет. Предел рентабельности наступает при обводненности продукции 98%.

Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения [2].