Режим растворенного газа

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруговодонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления.

Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом наблюдается сегрегация газа, образование пузырьков свободного газа. Расширяясь, они придают газонефтяной смеси высокую упругость и способствуют ее продвижению к забоям добывающих скважин. Пузырьки газа характеризуются большей относительной проницаемостью по сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам, совершая работу с высоким коэффициентом полезного действия. Этому периоду разработки залежи соответствуют значительный рост отборов нефти, быстрое падение пластового давления при небольшом увеличении газового фактора.

Снижение пластового давления ниже давления насыщения в пределах большей части площади приводит к значительной сегрегации газа по всему объему залежи. Газ продвигается не только к забоям скважин, но и в повышенные участки структуры, образуя вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате этого количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение газового фактора и значительное снижение дебитов нефти(рис. 2.5). Таким образом, для залежей с режимом растворенного газа характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа.

На заключительной стадии разработки за счет большей подвижности и относительной проницаемости газа происходит дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,1-0,3 д.е, (10-30%). Низкая нефтеотдача может быть объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащимся в залежи.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластового давления, например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутри контурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.

Примерами залежей с развитием режима растворенного газа являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, Урало-Поволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно проявление в залежах одновременно двух режимов - упруговодонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения в Пермской области.

Газонапорный режим

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа,находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) наднефтью. Следовательно, основным источником энергии взалежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:

1. Отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;

2. Отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3. Значительная высота газовой шапки;

4. Высокая фильтрационная характеристика залежи продуктивного пласта;

5. Большие углы падения пород;

6. Небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. В этом случае в залежи наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта(рис. 2.6). Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче(рис. 2.7). Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор значительного количества газа может привести к подъему газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы отборы газа из газовой шапки.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение) осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения (Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность. В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для залежи пласта АВ₂³ Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает 0,5-0,7 д.е. (50-70%).

Примерами залежей с проявлением газонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областей (Коробковское, Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири (Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское, Ватьеганское и др.).

Гравитационный режим

Гравитационным режимом называется режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. В практике разработки нефтяных залежей обычно выделяют два вида гравитационного режима: а) напорно-гравитационный; б) гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех залежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с довольно большими углами падения, что способствует продвижению нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям добывающих скважин под действием собственного веса. При этом дебиты нефти зависят от разности отметок уровня нефти и забоя скважины, а также от углов падения пласта. Поэтому скважины, расположенные далеко по падению пласта, характеризуются устойчивыми и повышенными дебитами нефти, что в свою очередь, способствует повышению нефтеотдачи. Обычно при этом режиме коэффициент нефтеотдачи достигает 0,3-0,4 д.е. (30-40%).

Примером залежи с напорно-гравитационным режимом является залежь в пласте Вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), где вначале был зафиксирован режим растворенного газа. За счет этого режима было отобрано 23 % извлекаемых запасов нефти. С переходом залежи на напорно-гравитационный режим нефтеотдача достигла 50 %, что свидетельствует о том, что только за счет проявления гравитационного режима здесь дополнительно получено около 30 % от извлекаемых запасов нефти.

Второй вид режима - со свободным зеркалом нефти, обычно проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной изменчивостью и небольшими углами падения. В этом случае в отличие от напорно-гравитационного режима уровень нефти в скважинах находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение которой определяется линией естественного "откоса". В связи с этим данный вид режима и называют гравитационным со свободным зеркалом нефти.

ВНК

Рис. 2.8 - Изменение направления фильтрационных потоков в процессе разработки

При напорно-гравитационном режиме зоной дренажа в отличиеот рассматриваемого вида режима является вся площадь залежи, расположенная от добывающих скважин выше по восстанию пласта. Из-за небольшой площади дренажа при режимах со свободным зеркалом нефти коэффициенты нефтеотдачи обычно небольшие, от 0,1 до 0,2 д.е. (10-20%). Нефтеотдача в этом случае зависит от коллекторских свойств пласта, вязкости нефти, плотности сети добывающих скважин.

Примером залежей с проявлением данного режима является девонская залежь Ярегского месторождения (республики Коми), где нефть добывают шахтным способом, она поступает из пласта за счет силы тяжести.

Смешанные режимы

Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, называют смешанным. Его рассматривают зачастую как вытеснение газированной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при снижении ниже. Давление на контуре нефтеносности может равняться или быть выше его. Такой режим протекает в несколько фаз: сначала проявляется энергия упругости нефти и породы, затем подключается энергия расширения растворенного газа и дальше — энергия упругости и напора водонапорной области. К такому сложному режиму относят также сочетание газо- и водонапорного режимов (газоводонапорный режим), которое иногда наблюдается в нефтегазовых залежах с водонапорной областью. Особенность такого режима — двухстороннее течение жидкости: на залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК, нефтяная залежь потокоразделяющей поверхностью (плоскостью на карте линией) условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разрабатываемую при водонапорном режиме.