Эффективные методы гидрогеологических исследований при разработке нефтегазовых месторождений

курсовая работа

Глава 4. Режимы нефтяных залежей

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность её разрушения за счёт движения и обмывания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного/свободного водообмена, затруднённого, отсутствие водообмена (весьма затруднённого)), в которой находится залежь (или нефтегазовое месторождение), даёт объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений.

Режимы нефтяных залежей подразделяются на различные типы, в зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации. Выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей:

1) водонапорный режим

2) упруго-водонапорный

3) газонапорный (или режим газовой шапки)

4) режим растворённого газа

5) гравитационный режим

1-3 режимы вытеснения, а 4 и 5 - режимы истощения пластовой энергии. В реальных условиях иногда одновременно сосуществуют несколько режимов. При исследованиях надо устанавливать главный режим и сопутствующие ему режимы. В процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющих сил, изменения физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем эксплуатации, а также применяемы искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти. Наконец, следует считать с тем, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут сменяться. Можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи; последнее достигается применением различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации.

Водонапорный режим. При водонапорном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме в процессе эксплуатации скважины дебиты и давления остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой жидкостью из пласта и поступлением краевой воды в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяют своей величины во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается ниже давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и воды) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод добыча воды, поступающей совместно с нефтью, непрерывно увеличивается. В случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в строении её принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи, то в пределах такой системы водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным.

Упруго - водонапорный режим. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы. Следовательно, упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный режим, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. Основным источником энергии при данной фазе является расширение вод, заключённой в коллекторе, и уменьшение объёма пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давления в результате расширения жидкости и уменьшения объёма пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются соответственно коэффициентам сжимаемости жидкости и пласта.

Таким образом, при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать и их упругоёмкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залажей за счёт сил упругости при снижении давления от р0 до р.

Наиболее эффективно упруго-водонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания или в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруго-водонапорном режиме, в отличие от чисто водонапорного, при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение динамического давления. При этом режиме пластовое давления находится в тесной связи с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

Газонапорный режим. По мере отбора нефти из нефтяной залежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из газовой шапки вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из газовой шапки к забоям эксплуатационных скважин газовые факторы резко возрастают, и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии газовой шапки нефтяную залеж фь окаймляют ещё и напорные контурные воды, то газ, как источник энергии в период эксплуатации преобладает. Но при непрерывном снижении пластового давления в газовой шапке наступает время, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в газовую шапку. Этого допускать нельзя, т.к. много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков газовой шапки.

Режим растворённого газа. При режиме растворенного газа основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются пузырьки расширяющегося газа при выделении его из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются. Газовые факторы в процессе эксплуатации нефтяной залежи также не остаются постоянными. В первый период они возрастают, затем наблюдается резкое снижение. В результате снижения пластового давления в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, а это приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно на небольшую величину. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. Пласты эти обладают значительной фациальной изменчивостью. В некоторых случаях пласты обладают постоянной мощностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемостью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных залежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Этот режим может проявляться в залежах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки. Данный переход совершается тогда, когда чрезмерное снижение пластового давления приводит к снижению давления ниже давления насыщения нефти газом. В связи с более низким коэффициентом нефтеотдачи при этом режиме по сравнению с таковым при водонапорном режиме и режиме газовой шапки переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но чаще могут встречаться режимы растворенного газа и газонапорные. Однако если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной площади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуроченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруго-водонапорного режима. Если продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она уАалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, то пластовые давления в таких залежах в процессе их разработки могут быстро снижаться, и упруго-водонапорный режим будет переходить в режим растворенного газа.

Таким образом, различные гидрогеологические условия пластовых резервуаров оказывают непосредственное влияние на формирование условий для существования того или иного режима в нефтяных залежах данной зоны.

Гравитационный режим. Под гравитационным режимом понимают такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Газ в нефтяной залежи, как правило, отсутствует. Данный режим принято подразделять на напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим проявляется в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон. Продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчено за счет действия закона силы тяжести.

Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти наблюдается в полого залегающих пластах, обладающих плохими коллекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограниченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Таким образом, на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Из сказанного выше можно сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение различных стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы в отношении режимов нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, можно делать только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

Делись добром ;)