Условные обозначения см. На рис. 52

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь лито-логического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты из­влечения нефти и темпы разработки.

Рис. 54. Зависимость дина­мического пластового дав­ления от накопленной добычи жидкости при упруговодонапорном ре­жиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной об­ласти: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтур­ная область практически отсутствует

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 — 7% в год от НИЗ (см. рис. 53). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением про­дукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 — 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различи­ями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем до­вольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых зале­жей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Гроз­ненского района, Восточной Украины и других районов.

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газо­нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответст­вующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газо­вой шапки может несколько активизироваться в связи с по­ступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть рез­кое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геоло­гические условия, способствующие проявлению газонапорно­го режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значи­тельная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-ЗМПа·с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокра­щается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефте­носности остается постоянным (рис. 55, а).

С целью предотвращения преждевременных прорывов га­за в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис. 55, б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и неф­тяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II ста­дии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. По­этому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газона­порном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравни­тельно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опере­жающим перемещением газа по наиболее проницаемым час­тям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом ви­де газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Рис. 55. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — газ; 2 — запечатывающий слой на границе ВНК_нач; положение ГНК: ГНК_нач — начальное, ГНК_тек — текущее, ГНК_К — конечное; остальные условные обозначения см. на рис. 52

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разра­ботки ниже давления насыщения, в результате чего газ выде­ляется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, рас­ширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной облас­ти, при близких или равных значениях начального пластово­го давления и давления насыщения, при повышенном газосо­держании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 56). Плас­товое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значе­ниями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор неко­торое время остается постоянным. Затем с увеличением ко­личества выделяющегося газа фазовая проницаемость для не­го возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в сква­жины поступает газ, выделившийся из нефти, не только из­влекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дега­зация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение про­мыслового газового фактора намного (в 4 —5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сра­зу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продол­жается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Рис. 56. Динамика основных показателей разработ­ки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

Условные обозначения см.на рис. 52

Для режима характерно образование возле каждой сква­жины узких воронок депрессии, что вызывает необходи­мость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэф­фициент извлечения нефти не превышает 0,2 — 0,3, а при не­большом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может дейст­вовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завер­шения действия режима растворенного газа, т.е. после дега­зации нефти и снижения пластового давления. Его проявле­нию способствует значительная высота залежи. Нефть в пла­сте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Ди­намика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 57, 6. Нефть отбирается очень низкими темпами — ме­нее 2 — 1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме рас­творенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рас­сматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мега-паскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы ку­бометров в 1 м³.

Гравитационный режим в практике разработки место­рождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравита­ционный режим практически не проявляется.

Газовые и газоконденсатные залежи. При газовом режи­ме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии дав­ления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при от­сутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водо­напорной системы.

Рис. 57. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитацион­ном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годо­вых отборов нефти ; 1—3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; остальные условные обозначения см. на рис. 52, 55.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пу­стотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости , где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего пе­риода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямоли­нейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происхо­дит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извле­чения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых ме­сторождений наглей страны.

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом ре­жиме напор краевой воды всегда сочетается с действием уп­ругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный пери­од времени, к объему газа в пластовых условиях, отобран­ному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в за­лежь 0,2 млн. м³ воды в результате отбора 1 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на по­верхности это составит около 100 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения ука­зывают на большую роль водонапорной составляющей ре­жима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсив­ность падения давления возрастает при невысокой активнос­ти законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницае­мости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождает­ся постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое плас­товое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необхо­димость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и не­равномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффици­енты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газо­вом режиме, диапазон их значений может быть весьма ши­роким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неодно­родности продуктивных пластов.

Смешанные природные режимы залежей. При рассмот­ренных природных режимах залежей с одним преобладаю­щим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтя­ных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи; при газона­порном режиме заметное действие оказывает режим раство­ренного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный режим часто слагает­ся из одновременного действия напора краевых вод и газо­вой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодар­ском крае и др.).

Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на раз­ных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5—10% из­влекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление па­дает ниже давления насыщения, и основное значение приоб­ретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и др.).

Изучение природных режимов залежей. В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффектив­ные природные режимы в самом начале разработки нефтя­ных залежей преобразуют в более эффективные путем ис­кусственного воздействия на пласт. Поэтому природный ре­жим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко вре­мени составления первого проектного документа на разра­ботку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее экс­плуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водона­порной системы в целом и геолого-физической характерис­тики самой залежи.

Изучение водонапорной системы предусматривает выясне­ние региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, элизионная) и ее размеров, положения областей питания и сто­ка, расположения залежи в водонапорной системе относи­тельно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.).

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной об­ластью, о строении и свойствах пласта-коллектора в преде­лах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых неф­ти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении ре­жима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказы­вается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуа­тацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уде­лять изучению взаимодействия залежи с законтурной облас­тью и активностью последней путем наблюдения за давлени­ем в законтурных (пьезометрических) скважинах. При рас­положении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и ха­рактер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэто­му кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины (см. главу XI).

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воз­действия на пласт, поэтому промышленная добыча газа мо­жет быть начата, когда возможный режим залежи по кос­венным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение при­родного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономер­ностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природ­ного режима используют данные начального периода разра­ботки залежи.

В этот период устанавливают характер кривой, отражаю­щей зависимость . Учитывая, что прямолиней­ную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспе­чивать получение дополнительных данных. Так, следует орга­низовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизи­ческих методов и путем наблюдения за обводнением скважи­ны. Обязателен контроль за поведением давления в пьезоме­трических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что зна­чительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый ре­жим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической свя­зи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней.