Глава 4

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, являются собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Пластовая энергия месторождений нефти и газа проявляется в различных формах, главные из которых — энергия напора краевых или подошвенных вод, энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, энергия газа, первоначально растворенного в нефти и воде и выделившегося в свободное состояние при снижении давления, упругая энергия сжатых пород и жидкостей, гравитационная энергия. Запасы и интенсивность проявления различных форм энергии зависят от геологического строения залежи и всего района, коллекторских качеств пласта, свойств пластовых жидкостей и газов.

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность. Основная ее доля идет на преодоление сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей и газов, и сил трения, возникающих при движении жидких и газовой фаз относительно друг друга. Вязкостная составляющая потерь энергии прямо пропорциональна скорости движения и вязкости жидкости или газа.

Часть пластовой энергии тратится на преодоление сил инерции, проявляющихся при фильтрации жидкостей и газов с высокими скоростями. В поровом пространстве сложной структуры, скорость частиц жидкости и газа, проходящих через сужения и расширения поровых каналов, постоянно увеличивается и уменьшается. Изменение скорости и направления движения частиц—причина возникновения сил инерции. Инерционная составляющая потерь пластовой энергии прямо пропорциональна плотности жидкости или газа к квадрату скорости движе

ния. Ее доля особенно заметна при фильтрации газов, движущихся в пластах с высокими скоростями.

Некоторая доля пластовой энергии тратится на преодоление сил, которые обусловлены поверхностными явлениями, сопровождающими фильтрацию жидкостей и газов, в частности на преодоление капиллярных давлений, разрушение поверхностных адсорбционных слоев, образование новых поверхностей при отмыве и диспергировании нефти.

Определенная часть пластовой энергии расходуется на движение жидкостей и газа в стволе скважины, подъем их на поверхность и движение по внутрипромысловым коммуникациям в период фонтанной эксплуатации скважин.

2. Режимы работы нефтяных и газовых залежей

Энергетическое состояние залежи — главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа и гравитационный режимы.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами (рис. 4.1). Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи.

Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта. Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта даже значительные отборы жидкости не приводят к существенному снижению пластового давления в залежи. В таких случаях режим работы залежи называют иногда жестководонапор-

Рис. 4.1. Схема строения нефтяной залежи:

1 — с напором краевых вод; 2 — с газовой шапкой и напором подошвенных вод; 3 — гидродинамически изолированной; / — нефтенасыщенный; // — водонасыщенный; ///— газонасыщенный объемы пласта

ным. Мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении всего периода разработки месторождения — наиболее характерные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи. Под газовым фактором понимают объем газа (приведенный к нормальным условиям), поступающий из скважины вместе с единицей объема нефти в нормальных условиях. Газовый фак- тор может значительно превышать газосодержание нефти за счет поступления в скважину газа из газонасыщенных про- пластков, газовой шапки, а также газа, выделившегося из нефти, находящейся в пласте в неподвижном состоянии.

При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появлению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие различия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородности коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит неравномерно. Поэтому и обводнение скважин наступает не сразу, а постепенно. В пластовых залежах с напором краевых вод (см. рис. 4.1) в первую очередь обводняются скважины, расположенные ближе к контуру нефтеносности, и лишь на последнем этапе разработки — скважины, находящиеся в сводовой части залежи. В таких условиях причиной опережающего обводнения может быть прорыв пластовой воды по отдельным высокопроницаемым интервалам пласта. Обводненность скважин нарастает по мере приближения контура нефтеносности, но даже после обводнения всей продуктивной толщины пласта в скважины еще долго поступает доотмываемая водой нефть. При достижении предельной обводненности продукции, делающей дальнейшую эксплуатацию скважин нерентабельной, их отключают.

В массивных залежах с подошвенной водой, называемых еще водоплавающими (см. рис. 4.1), обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса подошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада давления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважины может наступить еще задолго до выработки основных запасов нефти.

В гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, водонапорный режим разработки, если это экономически и технически оправдано, создают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Такой способ разработки месторождений, называемый искусственным заводнением или просто заводнением, получил широкое распространение у нас в стране и за рубежом. В СССР на месторождениях, разрабатываемых с заводнением, в настоящее время добывается около 90% от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м³ воды в год.

Упригий ркжим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамически изолированных залежах при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пониженного давления, ее часто называют областью упругого возмущения, распространяется и на законтурную часть пласта.

Сжимаемость пород-коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости. Проиллюстрируем это на примере.

Пусть в круговом замкнутом пласте радиусом 50 км, толщиной 10 м произошло снижение давления на 10 МПа. Сжимаемость воды и нефти будем считать одинаковыми [З_ж = 5- •Ю^-10 1/Па, а сжимаемость скелета (З_с=1-10~¹⁰ 1/Па, пористость пласта т — 20%. Объем жидкости ДУ, который можно вытеснить из пласта за счет упругого запаса энергии, будет равен сумме объемов ДУ_Ж и ДУ_П (соответственно увеличение объема жидкости и уменьшение объема порового пространства коллектора)

Д У=ДУ_Ж+Д У_п = тр_жДрУ+р_сДрК= ("гРж + Рс) ДрУ, (4.1)

где V — объем пласта; т— пористость пласта; Др — снижение давления в пласте; р_ж, р_с — соответственно коэффициенты объемной упругости жидкости и породы. Для кругового пласта V = = 3,14-(50-10³)²-10 = 7,85-10¹⁰ м³. Тогда ДF= (0,2-5-10-¹⁰+ + 1 • 10^-10) -7,85-10¹⁰-10-10⁶ = 157-10⁶ м³.

Объем жидкости ДУ, который можно вытеснить из пласта за счет упругости коллектора и насыщающих его жидкостей при снижении давления на величину Др называют упругим запасом пласта. Коэффициент р*, показывающий сколько жидкости можно вытеснить за счет упругих сил из единицы объема пласта при снижении давления на единицу, называют коэффициентом упругоемкости пласта. Из формулы (4.1) следует, что

р*=«М-р_с. $.5)

Легко убедиться, что в рассматриваемом примере, упругий запас пласта соизмерим с запасами нефти, содержащимися в круговой залежи радиусом 10 км с толщиной пласта 10 м.

При большом объеме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значителен, что по эффективности и внешним проявлениям упругий режим разработки будет близок к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением нефти водой, двигающейся из законтурной области, низким темпом падения пластового давления, постоянством газового фактора и дебитов скважин. В таких случаях его называют упрц- говодонапорным режимом. В замкнутых залежах с небольшой водоносной областью запас упругой энергии истощается быстро, пластовое давление за короткий срок снижается до давления насыщения нефти газом, и залежь переходит на режим растворенного газа.

Газонапорный режим работы свойственен залежам, имеющим" запасы свободного газа (газовую шапку). Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи. По мере разработки месторожде

ния в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью.

При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Несмотря на большие йацасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке,..эффективность работы залежи при газонапорном режиме 'п&Ащ чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесдяИдаи способности газа. Кроме того дебиты скважин приЙэййтся ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки.

Резким/растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после 9*гажения пластового' давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки вытесняют нефть из пласта.

При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газона- сыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув своего максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

При гравитационном режиме нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии относительно невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных

случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахт- ной добыче нефти.

Нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, ввод месторождения сопровождается упругим режимом, который после падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом переходит в режим растворенного газа. Возможно проявление на месторождении смешанных режимов, когда одновременно действует пластовая энергия двух видов, например сочетание напора краевых вод и газа газовой шапки.

Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движение газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа. Другие виды пластовой энергии играют подчиненное значение. Поэтому для газовых и газоконденсатных месторождений характерны водонапорный и газовый режимы работы.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот режим проявляется, если в процессе разработки пластовые воды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической связи с областью питания. Газовый режим характеризуется постоянством объема порового пространства пласта, поэтому снижение давления в залежи прямо пропорционально отборам газа.

При водонапорном режиме газ из залежи вытесняется под действием напора краевых или подошвенных вод. Активное продвижение воды в залежь из законтурной области начинается после некоторого снижения давления в результате отбора части газа за счет его собственной энергии. Количество газа, которое необходимо отобрать для активного проявления водонапорного режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества его гидродинамической связи с областью питания. Известны случаи, когда водонапорный режим стал заметен лишь после отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.