§ 1.7. Режимы нефтегазоводоносных пластов

Постановка и решение газогидродинамических задач разработки месторождений в значительной степени определяются природой движущих сил, обеспечивающих фильтрацию нефти или газа в пласте. В связи с этим большое значение имеет знание режимов нефтегазоносных пластов.

Под режимами флюидосодержащих пластов понимают геологические, геомеханические и геофизические условия движения флюидов в этих пластах.

Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит от а) системы разработки и б) многих естественных факторов. К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте - давление, температура и т.д.

Системой разработки пласта определяются число и способ расположения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в них, способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону и т.д.

Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки происходит как за счет использования потенциальной энергии пласта и насыщающих его жидкостей, так и за счет дополнительных внешних источников энергии.

Потенциальная энергия пласта выражается в следующих формах: энергии напора краевых вод; потенциальной энергии упругой деформации жидкости и породы пласта; потенциальной энергии сжатия свободного и выделяющегося из жидкости при снижении давления газа; энергии, обусловленной силой тяжести пластовых жидкостей.

Дополнительные внешние источники энергии связаны с закачкой в пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления или повышения эффективности вытеснения. Современные интенсивные методы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании в качестве внешних источников энергии различных жидкостей и газов. Наибольшее распространение при этом получили такие рабочие агенты, как вода, углеводородные и неуглеводородные газы, а также различные растворители.

Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти или газа.

В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают пять режимов нефтегазоводоносных пластов:

1) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды, окружающей нефтяную или газовую залежь: по мере вытеснения нефти или газа в скважины вода проникает в ранее занимавшуюся ими часть залежи; контур нефтеносности или контур газоносности непрерывно стягиваются.

Даже в условиях водонапорного режима газовой залежи движение газа к скважине происходит главным образом за счет его упругого расширения при снижении пластового давления.

При разработке нефтяного месторождения в условиях чисто водонапорного режима предполагается, что уровень жидкости в скважине находится выше кровли пласта и в пласте весь газ растворен в нефти (скопления свободного газа и пузырьки окклюдированного газа отсутствуют); водонапорный режим нарушается, если пластовое давление снижается ниже давления насыщения и, следовательно, газ в пласте начинает выходить из раствора. Эксплуатация водоносных артезианских пластов происходит в условиях водонапорного режима.

2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки;

В условиях чисто газонапорного режима, в процессе отбора из месторождения нефти и воды, контур газоносности непрерывно расширяется. Наличие газовой шапки указывает на то, что начальное пластовое давление (не во всем пласте) на газонефтяном контакте меньше давления насыщения. Однако в точке В (на крыле) начальное пластовое давление может быть выше давления насыщения. Если провести скважину в точку В и снизить давление на ее забое, то может быть, что забойное давление все же выше давления насыщения и газ в точке В и окрестностях забоя не б удет выделяться из раствора. Однако падение давления распространится вверх по восстан. пласта и в тех точках, где начальное пластовое давление ниже давления насыщения, малейшее снижения пластового давления вызовет выделение пузырьков газа из раствора.

При разработке чисто газового месторождения или при отборе газа из газовой залежи, подстилаемой нефтью и водой, но при отсутствии существенного продвижения воды и нефти (например, в условиях замкнутого подземного резервуара, когда нет связи с областью питания) также можно говорить о газонапорном или газовом режиме пласта.

3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости» или режимом «окклюдированного газа» (ведь растворенный в нефти газ существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов);

4) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды.

а) в нефтеносном пласте имеется свободное зеркало нефти или в водоносном пласте — свободное зеркало воды («воды со свободной поверхностью»); давление на свободном зеркале нефти или воды равно атмосферному. Статический уровень жидкости в скважине расположен ниже кровли пласта (или непроницаемая кровля совершенно отсутствует для первых сверху водоносных пластов).

При снижении уровня в скважине жидкость движется к ней по пласту под действием собственной силы тяжести; все точки свободного зеркала нефти или воды вокруг скважины расположены выше динамического уровня жидкости в скважине;

б) нефть и вода залегают в крутопоставленном пласте, пласт снизу выклинивается и связь с областью питания снизу отсутствует. Жидкость притекает к скважинам под действием силы тяжести; статическое давление на забое скважины определяется высотой, на которую простирается залежь вверх по восстанию пласта. Статический уровень жидкости в скважине расположен выше отметок кровли пласта в окрестности скважины.

В первом случае режим пласта может быть назван «гравитационным со свободным зеркалом жидкости»; во втором случае — «напорно-гравитационным».

5) упругий режим, при котором существенное влияние на поведение пласта и скважин в процессе их эксплуатации оказывает объемная упругость не только газа, но нефти, воды и самого пласта.

Этот режим самостоятельно не следует выделять; наоборот, нужно считать, что он может сопутствовать каждому из четырех перечисленных выше типов режимов. В зависимости от величины общего объема пор, занятых водой и нефтью, от степени замкнутости пласта, от общего объема пласта и величины начального пластового давления (чем больше упомянутые объемы и чем больше начальное пластовое давление, тем большее влияние оказывают упругость нефти и воды и сжимаемость самого пласта) всегда можно оговорить: будет ли один из перечисленных выше режимов представлен в чистом виде или будет осложнен проявлениями упругого режима. При наличии соответствующей оговорки можно, например, называть режим водонапорным и при этом учитывать упругость воды, нефти и пласта, но можно соответствующий режим называть упруго-водонапорным.

При разработке конкретного нефтяного или газового месторождения могут проявляться различные виды энергии пласта и насыщающих его жидкостей и в разных соотношениях. В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,- за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа.

Пласты, разрабатывающиеся в условиях водонапорного режима, чаще всего представляют собой подземные естественные резервуары «открытого типа» (имеющие связь с областью питания).

Наоборот, режим растворенного газа и газонапорный характерны обычно для подземных резервуаров, «закрытого типа» (не имеющие связи с областью питания).

В естественных подземных резервуарах открытого типа различают область питания, область напора и область естественного стока; все три области, вместе взятые, составляют так называемую пластовую водонапорную систему.

В области питания — в местах выхода пласта на дневную поверхность - в пласт просачиваются (инфильтруются) речные и ледниковые воды, а также воды атмосферных осадков. В проточных артезианских пластах обязательно должна существовать и область естественного стока, где артезианские воды выходят на дневную поверхность в виде источников или где они смешиваются с водами вышележащего горизонта. В неподвижных артезианских бассейнах область стока отсутствует — пласт либо выклинивается, либо ограничивается сбросом или поверхностью несогласного налегания, либо, наконец, область питания охватывает пласт со всех сторон (например, чашеобразная мульда). Пластовые водонапорные системы могут пополняться водами и через тектонические трещины (иногда глубинными водами) и частично через плохо проницаемые кровлю или подошву пласта. Часто разработка залежи нефти и газа протекает в условиях режима растворенного газа или газонапорного режима даже тогда, когда нефть и газ подпираются краевой и подошвенной водой и связь с областью питания пласта не нарушена, т.е. когда газ, нефть и вода залегают в естественных подземных резервуарах открытого типа. В этих случаях водонапорный режим может нарушиться (во всей залежи или частично) по следующим, например, причинам: проницаемость пласта плохая, начальное пластовое давление лишь немного превышает давление насыщения, темпы отбора нефти несоразмерно велики и т. д.

Если в пласте, изображенном в разрезе на рис. 4, имеются только что перечисленные условия, то при разработке залежи нефти NLMTRFQ будут наиболее характерны либо признаки газонапорного режима, либо режима растворенного газа. Если бы ниже линий AD и ЕС пласт выклинивался и не имел связи с областью питания — закрытый подземный резервуар — и если бы, кроме того, газовой шапки в пласте не было (нефть занимала бы всю область NBTRFQ), то разработка залежи нефти протекала бы в условиях явно выраженного режима растворенного газа. Допустим далее, что пласт ниже линий AD и ЕС выклинивается и не имеет связи с областью питания, но в отличие от предыдущего случая предположим, что газ из газовой шапки выпущен (в процессе эксплуатации газовой залежи LBM); давление в области LBM равно или близко к атмосферному. В таком случае скв. №1, пересекающая зеркало нефти LM, будет работать в условиях гравитационного режима со свободной поверхностью жидкости (нефти); скважина же №2, пересекающая кровлю в точке W ниже уровня LM, будет работать в условиях напорно-гравитационного режима.

Наконец, предположим, что газовой шапки в месторождении нет, хорошо проницаемый пласт со стороны ЕС выклинивается, а со стороны AD простирается до области питания, причем отметка зеркала воды в области питания (на выходах пласта) значительно выше отметки точки перегиба В кровле пласта. В таком случае залежь нефти NBTRFQ будет находиться в условиях явно выраженного водонапорного или, точнее сказать, упруго-водонапорного режима.

Наибольшая отдача нефти из пласта и наиболее выгодные условия эксплуатации скважин получаются в условиях водонапорного режима. Поэтому при разработке нефтяных месторождений всегда стараются поддержать, восстановить или искусственно создать условия водонапорного режима (путем закачки в пласт газа, воздуха или воды).

Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима - газовый и водонапорный.

При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени.

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет напора поступающей в газовую залежь воды.

Комплекс гидродинамических задач разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной мере определяется естественными и искусственными режимами нефтегазоводносных пластов и создающимися при этом механизмом и характером фильтрационных течений пластовых флюидов.

§ 1.8. Типовые схемы и моделирование пластовых водонапорных систем

В большинстве нефтяных месторождений РФ и зарубежных стран отмечено присутствие активной законтурной или подошвенной пластовой воды. Поэтому водонапорному режиму и изучению пластовых водонапорных систем необходимо уделяется особое внимание. Приведем сначала некоторые типовые схемы пластовых водонапорных систем, а затем выясним некоторые вопросы моделирования этих систем.

Н а рис. 6 изображен вертикальный разрез артезианского пласта при мульдообразном залегании. АВ и CD — области питания, KLM — область напора. Мульда может быть чашеобразной, и в этом случае пластовая вода стекает к средней, наиболее глубокой, части мульды со всех сторон. Мульда может быть корытообразной — пластовая вода стекает к средней части мульды с двух сторон. Если зеркало пластовых вод в области питания чашеобразной мульды находится со всех сторон на одном уровне, то имеем пример неподвижного артезианского бассейна. Если CD расположено выше АВ, то АВ будет областью естественного стока, CD — областью питания; мы имеем пример артезианскою потока. В качестве реального примера мульдообразного залегания пласта можно указать Парижский артезианский бассейн.

Н а рис. 7 изображена структурная форма пласта типа флексуры. В области FED пласт залегает полого, а в области DC круто изгибается вверх; верхнее колено флексуры нарушено (например, эрозией) и выходит прямо на дневную поверхность. АВ — область питания, CDEF — область напора. Если водоносный пласт, продолжаясь в направлении EF, выходит дальше на дневную поверхность в пониженной части ее рельефа, то место выхода будет служить областью естественного стока и в таком пласте будем иметь артезианский поток. Если со стороны F пласт выклинивается или ограничен сбросом, то пласт CDEF будет служить неподвижным артезианским бассейном.

Типичным примером флексуры служит артезианский пласт Дакоты (США). Область питания дакотского артезианского пласта находится в Скалистых горах на высоте от 1000 до 2000 м над уровнем моря, тогда как высота самой Дакотской долины не превосходит 600 м. Это создает большие напоры в артезианских скважинах, отстоящих на 500-600 км от области питания пласта.

Н а рис. 8 изображено моноклинальное залегание артезианского пласта. АВ — область питания, CDEF — область напора. И в этом случае, как и в предыдущих, могут встретиться и артезианские потоки и неподвижные артезианские бассейны. Типичным примером моноклинального залегания служат два артезианских пласта Уисконсинского бассейна (США). Область питания Уисконсинского артезианского бассейна весьма велика; она находится в шт. Иллинойс и Уисконсин. Статическое давление на устье многих артезианских скважин, например, вблизи г. Монмеса, достигало 20 ата. Одно время из артезианских скважин этих пластов, питающих г. Чикаго, отбиралось 33/4 млн. л воды в сутки; первоначально эти скважины были самоизливающимися, а затем пришлось прибегнуть к насосной эксплуатации. В Чикаго наблюдался такой любопытный факт: самотек из буровых скважин наблюдался лишь в течение нескольких часов по понедельникам утром, ибо по воскресеньям откачка воды из скважин не производилась. Понятно, последний факт нельзя объяснить тем, что влияние воскресной остановки скважин в Чикаго успевало дойти до области питания артезианских пластов. Временные подъемы уровня в артезианских скважинах г. Чикаго объясняются лишь местным перераспределением пластового давления (выравниванием локальной пьезометрической воронки депрессии по законам упругого режима).

Перейдем к примерам, связанным с нефтяными месторождениями. Промышленные скопления нефти часто залегают на сводах вторичных антиклинальных поднятий крупных артезианских бассейнов.

Н а рис. 9 воспроизведена первоначальная приблизительная схема геолога В.М.Николаева, изображающая водонапорную систему XIII пласта Октябрьского (бывшего Ново-Грозненского) района объединения Грознефти. Область питания пласта А находится в Черных горах, где имеются выходы XIII пласта на высоте 500-700 м над уровнем моря. Область стока С в районе западной группы горячих источников имеет отметку +163 м. Перегиб кровли XIII пласта под промыслами имеет отметку —370-380 м. Горизонтальное протяжение системы порядка 47 км, причем расстояние от нефтепромыслов до области питания равно 27 км, а до области стока — 20 км. На рис. 9 линия L изображает поверхность земли, линия К — уровень моря, F — вершину горы Белик-Барц в Октябрьском районе, на склонах которой расположены нефтепромыслы. Для удобства изображения вертикальный масштаб взят значительно крупнее, чем горизонтальный. Если бы были выдержаны одинаковые масштабы, то область нефтеносности DBE выглядела бы маленьким пузырьком, выдающимся на общем протяжении пластовой водонапорной системы.

Рис. 9 является только общей схемой и не отображает ни точных деталей рельефа местности, ни более мелких особенностей геологической структуры XIII пласта. Из приведенных данных и из чертежа ясно видно, что разность гипсометрических отметок области питания А и области нефтеносности DBE вполне достаточна, чтобы объяснить величину начального пластового давления (порядка 60 ата на забоях нефтяных скважин на своде складки и до 80 ата на забоях наиболее глубоких крыльевых водяных скважин) и фонтанирование всех нефтяных и некоторых (с малыми альтитудами) водяных скважин.

Приведенные на рис. 6-9 схемы пластовых водонапорных систем наглядно поясняют происхождение артезианского напора: любая скважина, проведенная в области напора, например, в точке L рис. 6, в точках Е рис. 7-9, будет обладать свойством «восходимости», т.е. пьезометрический уровень жидкости в ней будет выше отметки кровли вблизи забоя скважины. Возможность самоизлива артезианских скважин определяется превышением гипсометрической отметки зеркала вод в области питания пласта над гипсометрической отметкой устья скважины (при условии, что потеря напора при естественном движении воды в условиях артезианского потока не слишком понижает пьезометрические уровни в области напора).

При анализе вертикальных разрезов (проведенных вдоль по падению пластов) типовых пластовых в донапорных систем легко заметить следующую важную характерную особенность: вертикальные их размеры значительно меньше горизонтальных. В самом деле, глубина залегания разрабатываемых водоносных и нефтеносных пластов редко превосходит 2-3 км, а протяжение пласта от его выходов на дневную поверхность до области разработки измеряется десятками, а иногда и сотнями километров. При гидродинамическом решении очень многих задач подземной гидромеханики: при выяснении особенностей работы отдельных скважин, при решении проблемы взаимодействия скважин, при выяснении законов изменения пластового давления в области нефтеносности в зависимости от темпов отбора жидкости и т.д. — вполне допустима некоторая схематизация строения пластовой водонапорной системы от области разработки до области питания.

Д опустим, например, что пластовая водонапорная система имеет в вертикальном разрезе форму, представленную на рис. 10, а. Буквой А отмечено положение зеркала воды в области питания. На своде складки В расположена разрабатываемая залежь нефти, газа и воды. Разность h высотных отметок А и В определяет пластовое давление в точке В (При наличии в пласте естественного артезианского потока следует учесть падение напора в пласте, вызванное движением вод).

На рис. 10, б в вертикальном разрезе представлена упрощенная схема той же пластовой водонапорной системы. Сосуд А'А", в котором уровень воды расположен на высоте h над точкой В' заменяет область питания; участок пласта А'С'В' взят горизонтальным. Длину участка А'С'В' (рис. 10, б) можно взять либо равной расстоянию между участками А и на рис. 10, а, измеренному в горизонтальном направлении, либо можно учесть истинную длину участка АСВ, измеренную вдоль пласта. Следует иметь в виду, что в большинстве случаев в гидродинамические формулы расстояние А'' от скважин до области питания входит под знаком логарифма. Поэтому ошибки в оценке величины этого расстояния даже на 100-200% весьма мало отражаются на результатах гидродинамических подсчетов.

В некоторых случаях, упрощая задачу, допустимо «спрямлять пласт» лишь на участке АС, но на участке СВ следует сохранять его естественный уклон; с таким случаем приходится сталкиваться, например, при разработке залежи нефти на круто падающем крыле антиклинальной складки (считая, что СВ — крыльевой нефтеносный участок, С — отметка начального зеркала воды).

П редположим, что область питания охватывает пласт со всех сторон соответствующая типовая схема представлена на рис. 6; тогда граница области питания представится в плане замкнутым контуром. Сохраняя это предположение и проводя на рис. 10,б горизонтальное сечение по кровле «пласта» А'В'С получим на рис. 11 изображение в плане схематизированной пластовой водонапорной системы (ради сокращения размеров чертежа на рис. 11 размеры уменьшены в два раза по сравнению с рис. 10, б). Замкнутый контур А_к соответствует внутренней границе сосуда, изображающего области питания. Итак, контур А_к отделяет область питания от области напора схематизированной пластовой водонапорной системы. Давление вдоль контура А_к определяется высотой h уровня жидкости в области питания.

Во всех случаях, когда описанная схематизация допустима, условимся линию А_к называть «контуром области питания»; если точка В' лежит, примерно, в центре области ограниченной линией А_к, то среднее расстояние от В' до точек контура А_к будем называть «средним радиусом контура области питания».

Е сли изображенная на рис. 10, а пластовая водонапорная система имеет область питания лишь со стороны А, а со стороны В пласт выклинивается, то, проводя опять горизонтальное сечение по линии А'С'В' рис. 10, б, получим новое изображение в плане схематизированной пластовой водонапорной системы (рис. 12).

На рис. 12 линия А_к представляет собой контур области питания, а заштрихованная линия D — непроницаемую границу пласта (линию выклинивания).

Моделирование пластовых водонапорных систем по образцу схемы, (рис. 10, б), позволяет с достаточным приближением к действительности довести до конца гидродинамическое решение очень многих задач подземной гидромеханики. Рассмотренные выше модели и схемы пластовых водонапорных систем будут вполне приемлемы и для анализа поведения нефтеводоносного пласта в условиях упругого режима.

При изучении более сложных задач о вытеснении нефти водой, о явлении конусообразования, о влиянии изменения проницаемости пласта на поведение скважин и т.д. необходимо будет соответствующим образом усложнять рассмотренную простейшую схему пластовой водонапорной системы.

49