§ 3. Природные режимы залежей нефти и газа

Природным режимом залежи называют со­вокупность естественных сил (видов энергии), которые обес­печивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям до­бывающих скважин.

Учение о природных режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретичес­ких исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под дей­ствием ее массы; напор контурной воды в результате упруго­го расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенно­го газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энер­гии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геоло­го-физической характеристикой залежи — термобарически­ми условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; сте­пенью гидродинамической связи залежи с водонапорной сис­темой. На режим пласта существенное влияние могут оказы­вать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима за­висят интенсивность падения пластового давления и, следова­тельно, энергетический запас залежи на каждом этапе разра­ботки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объ­ема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходи­мо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов пер­форации, а также при обосновании рационального комплек­са и объема геолого-промысловых исследований для контро­ля за разработкой. Природный режим при его использова­нии обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важ­ных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природ­ного режима позволяет решить один из центральных вопро­сов обоснования рациональной системы разработки нефтя­ных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресур­сов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризу­ется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда сква­жин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из ви­дов природной энергии.

Нефтяные залежи. При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедря­ется в залежь и относительно быстро полностью компенси­рует в объеме залежи отбираемое количество нефти и по­путной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи по­степенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 52, а).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродина­мической связи залежи с законтурной зоной пласта и с об­ластью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при сле­дующих геологических условиях: больших размерах закон­турной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однород­ном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических наруше­ний, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязко­сти пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктив­ного горизонта, благодаря чему они могут полностью ком­пенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важ­нейших предпосылок действия водонапорного режима — зна­чительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с други­ми факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода раз­работки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Рис. 52. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапор­ном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_тек — текущее; ВНК_К — конечное; давление: — пластовое, — насыщения; годовые отборы: — нефти, — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; - коэффициент извлечения нефти

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 52, б):

• тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относи­тельно небольшое снижение его при увеличении отбора, не­изменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жид­кости из залежи; область снижения давления обычно ограни­чивается площадью залежи;

• практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

• достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в пе­риод высокой стабильной добычи нефти, называемый II ста­дией разработки, — до 8—10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период раз­работки (за первые три стадии) около 85 — 90% извлекаемых запасов нефти;

• извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5—1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6 — 0,7. Это обуслов­лено способностью воды, особенно пластовой минерализо­ванной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно бла­гоприятных геолого-физических условий, в которых действу­ет рассматриваемый режим. Водонапорным режимом харак­теризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Са­ратовской областей и некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим — режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным ис­точником энергии при этом служит упругость пород-коллек­торов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в за­лежь водой. В результате снижение давления в пласте посте­пенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пласто­вой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незна­чительны, однако при больших размерах области сниженно­го давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энер­гии.

Объем нефти , получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на , можно выразить формулой

(VII.11)

где , — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пла­ста; V_H, V_B — объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей плас­та; , — коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях ( , где — средний коэффициент пористости; , — коэффициенты объемной упругости жидкости и породы).

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объе­мом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различ­ных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, понижен­ной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внед­ряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за преде­лами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обя­зательным условием является превышение начального пласто­вого давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (см. рис. 52, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 53) имеет и сходства с ди­намикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении все­го периода разработки промысловый газовый фактор оста­ется постоянным вследствие превышения пластового давле­ния над давлением насыщения. Отличия заключаются в сле­дующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 53), в результате отбор жидкости при падении дав­ления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интен­сивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 54 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с отно­сительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъ­юнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Рис. 53. Динамика основ­ных показателей разра­ботки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме.