Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 83

При упруговодонапорном режиме основным источником пласто­вой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжа­тых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима явля­ется то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтенос­ной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким обра­зом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме так­же может достигать 0,8.

При газонапорном режиме (рис. 2.3.16) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше в ней снижается давление.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигри­рует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся бли­же к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме со­ставляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного газа (рис. 2.3.1в) основным источни­ком пластовой энергии является давление газа, растворенного в неф­ти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного со­стояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталки­вают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим (рис. 2.3.1г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом

84 Часть I. Основы нефтегазового дела

р ежиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а отту­да она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движу­щие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлече­нию из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Для повышения эффективности естественных режимов работы зале­жи применяются различные искусственные методы воздействия на неф­тяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

• методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

• методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);

• методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

Искусственное поддержание пластового давления достигается ме­тодами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводне­ния, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис. 2.3.2) применяют при раз­работке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключа­ется в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, разме­щаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и дав­ление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождени­ях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, запол­ненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения (рис. 2.3.3) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значи­тельную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разреза­нии» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.