Геологические процессы и документы

Рис. 2.5. Изменение во времени  безразмерного средне-

интегрального  пластового давления при упругом режиме

 

Несложно вывести приближенную формулу, описывающую падение безразмерного  среднеинтегрального пластового давления Р при упругом режиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости (q = const). Можно получить аналогичную формулу при переменном темпе отбора, когда функция изменения темпа отбора задана, например линейно возрастает или изменяется по любому другому закону. При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т.е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора закон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию  упругого режима, являются:

• залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;
• обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;
• наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;
• превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в  пласте Р_пл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в  условиях упругого режима быстрое понижение  давления происходит в пределах самой  залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные  с ними процессы играют  незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас  нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.

2.6. Режим газовой  шапки

Этот режим проявляется  в таких геологических условиях, при которых источником пластовой  энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным  в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать  как сосуд с жидкостью и  газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 2.6. Изменение во времени  безразмерного среднеинтегрального  пластового

давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки:

1- n = 0,25;  2 - n = 0,5;  3 - n = 1;  4 - n = 2;  5 - n = 4;  6 - n = 8

 

Из рисунка видно, что  изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения  давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению  к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой  шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми  вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода  фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора  и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

2.7. Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его  в свободное состояние, увеличением  за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования  режима растворенного газа следующие:

• P_пл < Р_нас (пластовое давление меньше давления насыщения);
• отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;
• отсутствие газовой шапки;
• геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая  энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части  пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Рассмотрим законы изменения  среднего пластового давления в залежи в условиях режима растворенного  газа. Примем, что начальное среднее  пластовое давление равно давлению насыщения (абсолютному), т.е. Рнач = Рнас.

Полагая, что линейный закон растворимости газа Генри при изменении давления от Р_нач до Р справедлив, можно определить объем выделившегося газа из объема нефти Vн при понижении давления.

                                                                              (2.79)

где α - коэффициент растворимости, приведенный к стандартным условиям; V - объем выделившегося газа, также приведенный к стандартным условиям. Этот объем следует привести к пластовому текущему давлению Р и температуре Т, используя уравнение состояния.

Выделившийся свободный  газ будет равномерно распределен  в нефти, образуя газонефтяную смесь. Поскольку объем смеси будет  больше объема пор пласта, то ее избыток  будет фильтроваться к забоям скважин. Предположим, что в начальный  момент поры пласта заполнены только нефтью, так что V_пор = V_н (наличие связанной воды не меняет конечных результатов). Следовательно при снижении давления из общего объема пор пласта V_пор  должна выделиться смесь, объем которой V_вс будет равен разности

Этот объем будет  состоять из нефти и газа.

Определим долю нефти  в смеси, как отношение объема всей нефти в пласте к объему всей образовавшейся смеси, т. е.

.                                                                                           (2.83)

Это среднее содержание жидкой фазы  -  нефти в смеси. Но необходимо различать: α₁ - долю жидкой фазы в выделившейся из пор смеси и долю жидкой фазы в смеси α₂, остающейся в порах пласта на данной стадии разработки.

Доля нефти в выделившейся смеси (α₁) всегда значительно меньше доли нефти в остающейся смеси (α₂). Это объясняется следующим:

1. Вязкость газа значительно  меньше вязкости нефти, поэтому,  обладая большей подвижностью, он  скорее достигает забоя скважины.

2. В результате дегазации нефти  ее вязкость увеличивается, а  следовательно, уменьшается подвижность.

3. С увеличением газонасыщенности  пористой среды фазовая проницаемость  для газа возрастает, а для  нефти уменьшается (согласно кривым  фазных или относительных проницаемостей) .

Перечисленные факторы приводят к  уменьшению жидкой фазы в выделившейся из пор газожидкостной смеси, другими словами, к росту газового фактора. Предположим, что доля нефти в выделившейся смеси в k раз меньше, чем ее среднее значение. Продолжая выкладки, можно получить следующую формулу, описывающую изменение среднеинтегрального пластового давления во времени при эксплуатации месторождения на режиме растворенного газа:

.                                 (2.87)

По формуле (2.87) произведем численную  оценку безразмерного пластового давления Р и его изменение во времени. Результаты расчета представлены на рис. 2.7.

Рис. 2.7. Изменение во времени  безразмерного среднеинтегрального  пластового

давления при режиме растворенного  газа:    1 - k = 2 ;  2 - k = 4

Как видим, закон падения  явления  -  криволинейный.   К исходу 10 лет эксплуатации месторождения при k = 2 и отборе 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление должно упасть на 55,5 % и составить 44,5 % от первоначального, равного давлению насыщения (см. рис. 2.7, линия 1). За это время ( t = 10 лет) будет отобрано 50% извлекаемых запасов, которые составляют 40% геологических (при η = 0,4). При k = 4 то же давление через 10 лет составит 11,8% от первоначального. Из формулы (2.87) следует также, что при больших t (время разработки) выражение, стоящее в круглых скобках, может стать отрицательным. Это означает, что пластовое давление Р будет отрицательным. Физически это невозможно. Поэтому полное истощение месторождения наступает при kηδt = 1.

Режим растворенного газа характеризуется  быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.

2.8. Гравитационный  режим

Гравитационным режимом  дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.

Гравитационный режим может  возникнуть в любой залежи на последней  стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Из определения этого режима следует, что если в затрубном  пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.

Гравитационный режим может  иметь решающее значение при шахтных  методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.