Разработка нефтяной залежи на режиме растворенного газа уравнения двухфазной фильтрации маскета (6 видео)

Лекция 5. Вопросы теории разработки залежи при режиме растворенного газа

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте из нефти начинает выделяться газ. Выделившиеся из нефти пузырьки газа не движутся пока насыщенность порового пространства свободным газом мала. Газ в пузырьках, расширяясь со снижением давления, вытесняет нефть из пласта к скважинам. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. С увеличением же газонасыщенности (при дальнейшем снижении пластового давления) пузырьки газа начинают двигаться и всплывать, образуя в повышенной части пласта скопление газа ( газовую шапку). Если образовалась газовая шапка, режим растворенного газа существует вместе с газонапорным (или режимом газовой шапки).

Часто режим растворенного газа существует в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным. Тогда вблизи добывающих скважин действует режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных — водонапорный. Такие режимы пластов называют смешанными.

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме, т. е. упругом в его законтурной области, и режиме растворенного газа в нефтенасыщенной части пласта. Пласт имеет форму, близкую к кругу (рисунок 5.1). Его законтурная водоносная область хорошо проницаема и простирается очень далеко («до бесконечности»). Она разрабатывается при упругом режиме. Нефтяной пласт разрабатывается при равномерной сетке добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины rк можно считать равным половине расстояния между скважинами.

Содержание

Режим растворенного газа
Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
Режим и системы разработки месторождений (залежей)
💥 Видео

Видео:Тема 9. Системы разработки месторождений нефти и газа .Скачать

Режим растворенного газа

Наблюдается в резервуарах закрытого типа, в которых отсутствует напор краевых вод в результате наличия загудронизированной зоны на контакте нефти и воды (рис. 8) в литологически изолированной линзе.

При вскрытии такой залежи силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения выделившийся из нефти газ примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличивается, а это влечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Вначале, когда пузырьков газа в порах еще сравнительно мало, относительная проницаемость пласта для газа еще очень низка, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через пору, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора (рис. 9).

Рис. 8. Схема закрытых резервуаров: I — изолированная линза, II — массивная залежь с гудронизированной (окисленной) зоной на водонефтяном контакте, III — то же пластовая залежь, 1 — нефть, 2 — гудрон, 3 — вода, 4 — скважина

Рис. 9. Характеристика работы пласта при режиме растворенного газа: Рпл — пластовое давление, Q — добыча нефти, Г — газовый фактор

Газовым фактором принято называть отношение количества добытого газа к количеству добытой нефти за тот же промежуток времени. Газовый фактор выражают в нормальных (объем газа приводят к атмосферному давлению и температуре 0° С) кубических метрах газа на кубический метр или тонну добытой нефти. Период резкого возрастания добычи относится к первой стадии разработки залежи.

По мере снижения пластового давления степень разрежения нефти возрастает; количество пузырьков газа в пласте увеличивается; одновременно увеличивается относительная проницаемость пласта для газа, а относительная проницаемость пласта для нефти резко уменьшается. В силу этого все большие количества газа проскальзывают к забоям скважин, не выталкивая нефть. Поэтому по мере разработки пласта газовый фактор будет возрастать сначала медленно, затем очень быстро.

После того как будет добыто 8—10% нефти от ее первоначального объема в пласте, относительная проницаемость пласта для нефти станет крайне низкой, а для газа очень высокой, в результате чего дебиты газа будут очень большими, а дебиты нефти незначительными. Этот период разработки характеризуется стремительным снижением общей добычи и большой величиной газового фактора. При режиме растворенного газа период резкого возрастания добычи нефти сразу сменяется периодом резкого снижения ее, минуя вторую стадию относительно стабильной добычи.

Вследствие большой подвижности газа по сравнению с подвижностью нефти дегазация залежи произойдет быстрее, чем она будет истощена. В результате этого газовый фактор, достигнув максимума, опять уменьшится, после чего нефть к забою скважины будет подтекать в основном под действием силы тяжести самой нефти. Этот период относится к четвертой, завершающей стадии разработки залежи.

При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. Поэтому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окружностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10—20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20—25%.

Режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытеснения водой, имеет место тогда, когда в залежь проникает теми или иными путями вода в небольших количествах при давлениях, мало отличающихся от пластового давления в залежи. Такой режим наблюдается на Восточном массиве Ишимбайской группы, на Ключевском месторождении и др. При этом повышаются дебиты нефти. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 7—10%.

Контуры нефтеносности обычно не перемещаются, но наблюдается очаговое распространение воды в нефтяной залежи от источника воды.

Видео:РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ.Скачать

Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление — газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется вторичной.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных — водонапорный. Такие режимы пластов называют смешанными.

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме — упругом в его законтурной области и растворенного газа — в нефтенасыщенной части пласта. Пусть разрабатываемый пласт имеет форму, близкую к кругу (рис. 5.8).

Рис. 5.8 — Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане, разрабатываемого при смешанном режиме: 1 — условный контур нефтеносности;
2 — аппроксимация условного контура нефтеносности окружностью радиусом R;
3 — добывающие скважины.

Его законтурная водоносная область достаточно хорошо проницаемая и простирается очень далеко (“до бесконечности”). Она разрабатывается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасыщенной части пласта можно определить по методике, изложенной в предыдущем разделе.

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если , пластовое давление ( — давление насыщения). При приближенном расчете дебитов добывающих скважин можно принять , где a — некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добывающих скважин определяют с учетом контурного в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта .

Если близко к давлению насыщения, но ниже его и, следовательно, насыщенность пласта свободным газом незначительна, то можно приближенно считать текущий объем поступающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурной области равным текущей добыче пластовой нефти, т.е. .

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтяной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит значительно быстрее, чем изменение контурного в нефтяной залежи и соответственно давления на контуре питания скважин. Поэтому распределение давления при можно считать установившимся в каждый момент времени, т.е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного определения растворимости газа в нефти в теории разработки нефтяных месторождений обычно используют закон Генри. Однако в зависимости от свойств конкретной нефти и газа представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:

Разработка нефтяной залежи на режиме растворенного газа уравнения двухфазной фильтрации маскета

(5.12)

где V_гр — объем газа, растворенного в нефти, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям; a_о — коэффициент растворимости; V_н — объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; Р — абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости . При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

(5.13)

где r_г, z, r_г.ат, z_ат — соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом P и атмосферном P_атмдавлениях.

Для массовой скорости фильтрации свободного газа , на основании обобщенного закона Дарси имеем выражение

(5.14)

Для массовой скорости фильтрации растворенного в нефти газа имеем

(5.15)

И, наконец, скорость фильтрации нефти n_нвыражается следующим образом:

(5.16)

Найдем отношение суммарного расхода фильтрующегося в пласте газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к атмосферным условиям, к объемной скорости фильтрации нефти, называемое пластовым газовым фактором Г. При установившейся фильтрации значение Г остается постоянным в любом цилиндрическом сечении пласта при (r_c — радиус скважины).

Из (5.14), (5.15) и (5.16) имеем

(5.17)

Из (5.17) следует, что есть связь между давлением Ри насыщенностью пласта нефтью (жидкой углеводородной фазой) . Таким образом, при установившемся движении газированной жидкости

(5.18)

В то же время, согласно обобщенному закону Дарси, относительная проницаемость для нефти

(5.19)

На основе (5.18) и (5.19) заключаем, что должна существовать зависимость относительной проницаемости для нефти от давления

(5.20)

Теперь можно получить аналог формулы Дюпюи для притока газированной нефти к скважине с дебитом . Имеем:

(5.21)

Для интегрирования (5.21) необходимо ввести функцию Христиановича Н, определяемую как

(5.22)

Интегрируя (5.21) с учетом (5.22), получаем формулу для определения дебита нефти

(5.23)

где Н_к, Н_с — значения функции Христиановича соответственно на контуре питания ( ) и на скважине ( ).

Имея зависимости относительных проницаемостей для нефти и газа конкретного пласта, данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, можно построить зависимость , а затем по формуле (5.23) определить дебит скважины, задаваясь значением забойного давления в скважине. Зная общую текущую добычу из нефтяной залежи на основе решения задачи упругого режима в законтурной области пласта и дебит одной скважины, определяем число скважин, которые необходимо пробурить для разработки пласта при смешанном режиме.

В приведенных расчетах предполагалось, что законтурная область пласта обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами. Но даже в случае такого предположения давление на круговом контуре пласта падает весьма интенсивно. Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная.

Будем считать, что в рассматриваемом случае выделение пузырьков газа из нефти затруднено из-за слоистости пласта. В этом случае в пласте разовьется в чистом виде режим растворенного газа.

Для упрощения расчета разработки пласта при этом режиме можно считать, что течение газа к каждой скважине, ограниченной контуром радиуса , квазистационарное — установившееся в каждой линии тока, но изменяющееся во времени.

Рассматривая массовый приток нефти к каждой скважине, будем в кривых относительных проницаемостей учитывать насыщенность жидкой углеводородной фазой в каждой точке пласта , а при рассмотрении разработки элемента пласта в целом (при ) введем некоторую среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, равную . Пусть эта насыщенность существует в некотором сечении пласта, близком к контуру при давлении в этом сечении, равном .

Тогда для массового дебита нефти , притекающей к скважине, имеем выражение:

(5.24)

Массовый дебит газа:

(5.25)

Для газового фактора в элементе пласта в целом получаем выражения

(5.26)

Имеем следующие выражения для масс нефти и газа в пласте радиусом :

;

(5.27)

где V_н, V_г — объемы соответственно нефти и газа.

Из (5.27) получаем

(5.28)

На основе уравнения материального баланса получим следующее выражение для газового фактора:

(5.29)

;

(5.30)

(5.31)

Процесс разработки пласта считается изотермическим. Так как не учитывается сверхсжимаемость газа, из (5.13)

(5.32)

Тогда из (5.31) и (5.32), устремляя и к нулю, получим

(5.33)

Дифференциальное уравнение (5.33) совпадает с известным уравнением К.А. Царевича, выражающим связь между насыщенностью жидкости и давлением на контуре скважины, эксплуатируемой в условиях режима растворенного газа.

Решая уравнение (5.33), получим зависимость средней насыщенности жидкостью от среднего давления и затем — все остальные показатели разработки. При этом, поскольку в случае режима растворенного газа плотность нефти в пластовых условиях в процессе разработки значительно увеличивается вследствие выделения из нефти газа, во время подсчета нефтеотдачи следует учитывать изменение плотности нефти.

Пусть L₂ — масса дегазированной нефти, а L₁ — масса газа растворенного в нефти. Объем нефти в пластовых условиях равен V_н. Тогда

(5.34)

где — кажущаяся плотность растворенного в нефти газа;

— плотность дегазированной нефти.

Тогда плотность нефти в пластовых условиях

(5.35)

Начальные запасы нефти в области пласта, охваченной разработкой:

(5.36)

где — плотность нефти при давлении насыщения; m — пористость; — насыщенность связанной водой; — объем пласта. Остаточные запасы нефти в пласте, охваченном разработкой:

(5.37)

Из (5.36) и (5.37) для текущего коэффициента вытеснения h₁получим выражение

(5.38)

Умножив h₁на коэффициент охвата разработкой, получим текущую нефтеотдачу в зоне, приходящейся на одну скважину. Зная число скважин, можно определить текущую нефтеотдачу по месторождению в целом в каждый момент времени, а также среднее пластовое давление . Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. 5.9).Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии.

Рис. 5.9 — Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

1 — нефть; 2 — газовая шапка; 3 — законтурная вода.

Однако на условном контуре питания скважин при давление равно . Введем понятие среднего пластового давления , которое будем считать близким к давлению на контуре питания , поскольку воронки депрессии занимают незначительную долю в распределении давления в пласте в целом. Объем пласта охваченный процессом разработки:

(5.39)

где — общий объем пласта. Будем считать, что разработка пласта началась с того момента времени, когда среднее пластовое давление было равно давлению насыщения .

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычислять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиальной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: N₁ — полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; N₂ — полная масса дегазированной нефти в пласте; L₁ — масса газа, растворенного в нефти; G₁ — полная масса свободного газа.

Имеем следующие соотношения материального баланса:

(5.40)

где L₂, так же как и N₂ — полная масса дегазированной нефти. Используем формулу закона Генри в том же виде, что и при рассмотрении фильтрации газированной нефти, а именно

(5.41)

Для получения замкнутой системы соотношений материального баланса применим соотношение для суммы объемов компонентов в пласте в виде

(5.42)

где r₁ и r₂ — плотность соответственно газа в пласте и дегазированной нефти; r₁_k — кажущаяся плотность растворенного в нефти газа. К соотношениям (5.40) — (5.42) необходимо добавить уравнение состояния реального газа (5.13), которое в рассматриваемом случае принимает вид

(5.43)

В итоге имеем полную систему соотношений для определения . Будем считать процесс разработки пласта при газонапорном режиме изотермическим. Для некоторого упрощения задачи усредним также отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа j, положив .

Будем считать, что N₁ и N₂ известны в каждый момент времени t. Эти величины определяют следующим образом:

где N₀₁ и N₀₂ — начальные массы соответственно газа и дегазированной нефти в пласте; q_1ат — текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях; q₂ — текущая добыча дегазированной нефти.

Подставляя (5.40), (5.41) и (5.43) в (5.42), получим для определения следующее квадратное уравнение:

(5.44)

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

(5.45)

Для того чтобы узнать, какой из корней справедлив, проведем исследования квадратного уравнения (5.45). Обозначим

(5.46)

Поскольку, а — величина всегда положительная, то ветви параболы (5.46) направлены в сторону возрастания y. Величины b и cтакже всегда положительные. Поэтому оба корня уравнения (5.44) положительные. В самом деле, подкоренное выражение (5.45) всегда меньше bи в любом из случаев положительное. Чтобы определить, какой же из корней (меньший или больший) справедлив, продифференцируем (5.46). Имеем

(5.47)

Если ( ), то производная dy/dp — отрицательна и функция yубывает. В этом случае справедлив меньший корень . При ( ) соответственно справедлив больший корень . Таким образом, вообще говоря, необходимо в каждом конкретном случае определять численное значение величины ( ) с тем, чтобы найти справедливый корень уравнения (5.44).

Масса свободного газа в пласте

(5.48)

Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта

(5.49)

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложенных в предыдущих разделах, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не может быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторождений при упругом режиме во многих случаях приводит к значительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Поддержание высоких темпов разработки в условиях падения пластового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки небольших месторождений при очень “активной” законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.

Контрольные вопросы по теме 5

1. Укажите два основных условия существования упругого режима работы залежи.

2. Чем упруговодонапорный режим принципиально отличается от замкнуто-упругого?

3. Какие законы и уравнения используются при моделировании упругого режима работы залежи?

4. При каких исследованиях скважин используется теория упругого режима?

5. Источник пластовой энергии, определяющий водонапорный режим работы залежи?

6. Какие законы и уравнения используются при моделировании режима растворенного газа?

7. Какие законы и уравнения используются при моделировании газонапорного режима?

8. Что такое вторичная газовая шапка?

9. Как рассчитывается приток нефти к отдельным скважинам?

10. Для решения каких задач используют теорию упругого режима?

Видео:Основы разработки нефтяных и газовых месторожденийСкачать

Режим и системы разработки месторождений (залежей)

Разделы: Технология

Добыча нефти и газа ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы.

Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.

Режимы разработки залежей:

Упругий, при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.

Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим — нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.

Например: нефтяная залежь может одновременно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или упругим :

Смешанный, режим, при котором проявляется одновременно несколько движущихся сил.

В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержащихся в залежах углеводородов.

Отношение извлеченного из залежи количества нефти или газа к их первоначальным (геологическим) запасам — называется коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.

Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.

При разработке нефтяных залежей наиболее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа расходуется на вытеснение нефти. Большая часть непроизводительно проскальзывает по направлению к скважинам.

При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить высокий коэффициент нефтеотдачи, но увеличение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгодным.

Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть снижением пластового давления до атмосферного. Поэтому разработку газовых залежей прекращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.

Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.

Например: закачка газа в ее наиболее высокую часть для создания газовой шапки — переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газонапорный; закачка воды в скважины, пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт — искусственно создается водонапорный режим разработки.

Совокупность мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называется системой разработки залежи.

На одной и той же залежи можно применять различные системы. Наиболее рациональной будет такая, которая обеспечивает выполнение намеченных планов добычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минимальными затратами.

Система разработки залежи может изменяться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих систему разработки — называется регулированием системы разработки эксплуатируемой залежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин — перевод с фонтанного способа эксплуатации на механизированный и др.)

Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых — нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.

Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.

В процессе разработки нефтяных залежей при естественных режимах происходит истощение пластовой энергии и падение пластовых давлений. При снижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ и напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, а дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее истощение энергии выделяющегося из нефти газа приводит к проявлению гравитационного режима разработки и к необходимости использования дополнительных источников энергии для подъема нефти из скважины.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт — заводнение — самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.

Педагогическая технология — Модульная» № уроков — модулей в теме — М 3 и М 4 ( )