§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей

К нефтегазовым залежам относятся нефтяные залежи сгазовой шапкой и с напором воды. Кроме того, в таких залежах запасы нефти и свободного газа (в газовой шапке) порознь имеют промышленное значение. В зависимости от характера напора вод эти залежи можно подразделить на два вида:

а) нефтегазовые залежи с напором краевой воды;

б) залежи с напором подошвенной воды.

К первому виду относят залежи, в которых границы раздела нефть—вода и газ—нефть можно свести в плане к контурам (ли­ниям). В этом случае отношение площадей газонефтяного и водо-нефтяного контактов к общей площади залежи составляют около или менее 0,1.

К залежам второго вида относят нефтегазовые залежи, в кото­рых площади газо- и водонефтяного контактов соизмеримы между собой и с общей площадью нефтеносности.

Для выделенных двух видов нефтегазовых залежей следует существенно различать не только системы разработки, но также способы контроля и регулирования процесса их эксплуатации. При этом нужно учитывать главную особенность в строении нефтегазовых залежей — наличие трех взаимодействующих частей (газовая шапка, нефтяная часть и водонапорная си­стема).

Технологические принципы разработки нефтегазовых залежей (как с краевой, так и с подошвенной водой) можно сформулиро­вать, исходя из опыта их эксплуатации и теоретических сообра­жений, следующим образом.

1. По очередности и темпам выработка нефтяной части зале­жей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.

2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.

3. Желательно применение мероприятий, способствующих ин­тенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).

Первый принцип вытекает из очевидного положения о том, что порядок и даже темпы выработки нефтяной и газовой частей рас­сматриваемых залежей существенно влияют на конечную нефте­отдачу пласта и почти не влияют на его газоотдачу. Высокую газо­отдачу (90% и более) можно получить как при опережающей вы­работке газа из газовой шапки (за счет вытеснения газа нефтью при весьма благоприятном соотношении их подвижностей), так и при опережающей выработке нефти. Во втором случае давление в газовой части'залежи предварительно снижается и в дальнейшем добыча газа из нее производится в основном при газовом режиме. Если нарушается первый принцип, нефтеотдача пласта достигает только 10—20%.

Второй принцип обусловлен более высоким значением коэффи­циента вытеснения нефти водой по сравнению с вытеснением нефти газом. В первом случае коэффициент вытеснения обычно колеблется в пределах 0,6—0,8, а во втором — 0,3—0,5 (при прокачке 2—3 пористых объемов вытесняющих воды или газа в пластовых усло­виях). Разница коэффициентов нефтеотдачи пластов для этих случаев увеличивается еще и в связи с тем, что коэффициент охвата при вытеснении нефти водой обычно выше, чем газом.

При разработке нефтегазовых залежей предпочтительнее вы­теснение нефти водой, а не газом. Выполнение третьего принципа желательно в связи с тем, что он способствует ускорению исполь­зования запасов газа газовой шапки параллельно с эффективной выработкой запасов нефти из залежей.

где V_r0, V_r (0 — начальный и текущий объемы пористого про­странства газовой шапки, занятые газом; р_г0, р_г (/) — начальное и текущее давление в газовой шапке; г — поправка на сверхсжи­маемость газа.

Неподвижность ГНК соответствует случаю У_г0 = const.

Снижение давления в нефтегазовой залежи можно определить по уравнению упругого режима для залежи — укрупненной скеэ-жины в зависимости от заданного дебита нефти (или жидкости) из нее по формуле (III.32) с учетом (III.33) и при подстановке ц_а. Давление в нефтяной залежи при этом можно принять приближенно равным давлению в газовой шапке.

Расчеты показателей разработки нефтегазовых залежей с по­дошвенной водой обычно требуют применения более сложных ме­тодик. Решать эту задачу необходимо в два этапа.

Рис. III.13. Перенос интервала перфорации в скважинах относительно контактов.

а — при наличии в продуктивном разрезе пласта непроницаемых прослоев: б — при от­сутствии в разрезе непроницаемых прослоев (однородноанизотропный разрез); / — газо­нефтяной контакт; 2 — водонефтяной контакт; 3 — непроницаемые прослои; 4 — слабо--проницаемые прослои

На первом этапе рассчитывают дебиты нефти (или жидкости) по скважинам. При этом для зон залежи с двусторонним напором (снизу подошвенной воды, а сверху газа) вначале необходимо уста­новить расположение и порядок переноса интервала перфорации в скважинах относительно контактов. На практике на одной и той же залежи наблюдаются два варианта строения продуктивного разреза пласта.