Нужна помощь в написании работы?
Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 3.5. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
Рисунок 3.5 — Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме
а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти qн,:
1 — 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате «осушения» верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.
Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.
Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему
учебному проекту
Узнать стоимость
Режимы залежи
Месторождение нефти или газа обычно представляет одну или несколько ловушек, в которых находится нефть или газ. Месторождение как правило состоит из нескольких залежей с похожими структурами.
Нефть и газ находятся в пласте под давлением, которое, как правило, зависит от многих факторов, и в первую очередь от глубины залегания пласта. Это давление, обусловлено весом пород, располагающихся над пластом. По виду пластовой энергии, другими словами, по источнику, используемому при эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режимов залежи (или несколько режимов дренирования).
При водонапорном режиме перемещение нефти к устью скважины зависит от давления краевой (контурной) воды. В данном случае объем вытесненной нефти компенсируется объемом воды, поступающей из поверхностных источников. Если нефтяная залежь не сообщается с поверхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отбирается нефти, то дебиты скважин будут постепенно снижаться, то есть давление и объемы получаемой нефти будут падать. При водонапорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода не достигнет устья.
Сам флюид, пластовая жидкость и порода залежи находятся в сжатом (упругом) состоянии, под большим давлением. При вскрытии залежи, флюид выдавливается в скважину (в зону пониженного давления) силой упругого расширения пластовой жидкости, флюида и вмещающей его породы. Такой режим залежи называется упруговодонапорным (упругим).
Газонапорный режим работы наблюдается при наличии газовой шапки. При вскрытии пласта с нефтью, газ находящийся в газовой шапке над нефтью давит на нефть и выдавливает её в скважину.
Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворенного ранее в нефти газа, пузырьки которого расширяются и выталкивают нефть из области более высокого в область низкого давления, в скважину. Здесь уместно привести следующий пример: если открыть бутылку с газировкой, то можно пронаблюдать режим растворенного газа, когда содержащийся в воде растворенный газ начнет стремиться, расширяясь в большие пузыри, в область низкого давления, то есть из бутылки, попутно увлекая за собой воду. Данный режим позволяет эксплуатировать скважину так называемым бескомпрессорным газлифтом.
Гравитационный режим — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забою под действием собственной силы тяжести — стекает в скважину. От забоя к устью скважины нефть выкачивается специальными насосами. Иногда гравитационный режим называют безнапорным.
Гравитационный режим имеет место во время разработки залежей лишённых газовой шапки, напора вод и растворенного в нефти газа. Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки.
Гравитационный режим имеет место при шахтных методах добычи нефти. При горизонтальном расположении пласта в пространстве эффективность этого режима чрезвычайно мала. При этом, в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается значительно.
Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, обычным явлением является переход от одного режима эксплуатации к другому. Отдельные части залежи могут разрабатываться на разных режимах.
В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. При эксплуатации месторождений пластовое давление снижается пропорционально отбору газа вследствие отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продолжают до тех пор, пока его давление не становится близким к атмосферному.
При разработке месторождения стараются извлечь из пласта максимум флюида. Соотношение извлеченной из пласта нефти и первоначально имеющейся характеризуется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов, таких как проницаемость породы, вязкость нефти, пластовое давления, технология добычи. Повышение нефтеотдачи основная задача нефтедобывающей промышленности. Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый отбор нефти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позволяет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.
Для увеличения нефтеотдачи применяют методы искусственного поддержания пластовой энергии на основной стадии разработки месторождения. К методам поддержания пластового давления относятся: закачка воды в пласт; или газа в газовую шапку. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещенные, за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего создается искусственный контур питания залежи водой. По мере перемещения контура нефтеносности эксплуатационные скважины переводят в нагнетательные для закачки в них воды. Кроме технической воды в пласт закачивают воду, обработанную поверхностно-активными веществами (ПАВ), способствующими вымыванию нефти, остающейся в порах пласта, или другими химикатами. В ряде случаев в пласт закачивается сжиженный углекислый газ с его продавкой специально обработанной водой. Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячую воду или пар. Для определенных месторождений, например с вязкой нефтью, закачка холодной воды не допускается вообще, так как это приводит к уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению его проницаемости.
Температуру пласта можно повысить путем поджога в нем нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по мере выгорания остатков нефти и закачки в пласт воздуха. Теплота, выделяющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к снижению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению нефти. Наиболее эффективным, но и самым дорогим способом является вытеснение нефти растворителем, который растворяет и нефть, и воду. При этом исчезает граница раздела этих жидкостей и обеспечивается наиболее полный вынос нефти из пласта.
Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмывания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (свободного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое месторождение, дает объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений.
В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газонапорный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный.
Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует несколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем эксплуатации, применяемых искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти, Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации.
1. Водонапорный режим залежей.
При данном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непрерывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.
2. Упруговодонапорный режим залежей.
При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжимаемости соответственно жидкости и пласта.
В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р0 до Р.
Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном 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 тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.
3. Газонапорный режим залежей.
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 залежь окаймляют напорные контурные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «газовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».
4. Режим залежей растворенного газа.
При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выделении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что 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 оно незначительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются 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. Данный переход возможен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффициентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.
В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворенного газа и газонапорные. 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 упруговодонапорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она удалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим в режим перейдёт в режим растворенного газа.
5. Гравитационный режим залежей.
Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как правило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:
- на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;
- на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, который наблюдается в пологозалегающих пластах с 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. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.
Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.
Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, возможны только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15.
Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.
Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 3.5. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
| а | б | |||||
| qн,% | ||||||
| 1 | 10 | |||||
| 8 | ||||||
| 2 | 6 | Режим | ||||
| 3 | 4 | |||||
| раство- | ||||||
| ВНКнач | Гравитационный | |||||
| 2 | ренного | |||||
| режим | ||||||
| газа | ||||||
| 0,1 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 k | |||
| извл.н |
Рисунок 3.5 — Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме
а— изменение объема залежи в процессе разработки;
б— динамика годовых отборов нефти qн,:
1 — 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате «осушения» верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.
Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.
3.3 Режимы газовых и газоконденсатных залежей
3.3.1 Газовый режим
При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.
При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.
Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0.9 – 0.97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
3.3.2 Упруговодогазонапорный режим
Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.
Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0.2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0.2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.
Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0.5 до 0.95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.
3.3.3 Смешенные природные режимы залежей
При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
т.д.
Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет «равноправного» действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.
Вгазонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.
Внефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5 – 10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири).
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
Природные режимы
нефтяных залежей и их характеристика
Природным
режимом залежи называют
совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение
нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
По преобладающему виду энергии
различают следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный;
упруговодонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный;
смешанный.
1.
Водонапорный режим
Источником энергии
является напор краевых (подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за
счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Поступающая в
пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом
непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин
прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся
в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только
вода.
При этом режиме скважины
фонтанируют. η нефт = 0,5…0,8.
2.
Упруговодонапорный режим
Характерен для большинства
месторождений Зап. Сибири.
Основным источником
пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в
недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в
пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается дебит скважин. Отличительной особенностью у/в режима
является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. η нефт
= 0,5…0,7.
3.
Газонапорный режим (режим газовой шапки)
Источником энергии для вытеснения нефти является давление
газа, сжатого в газовой шапке. В месторождениях, работающих в г/режиме, процесс
вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.
Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя
нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня ГНК происходит прорыв
газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их
эксплуатация прекращается. η нефт = 0,4…0,6.
4. Режим растворенного газа
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. η нефт = 0,15…0,3.
5. Гравитационный режим
Имеет место в тех случаях, когда
давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть
не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под
действием силы тяжести. Разновидности:
—
напорно-гравитационный
режим – нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению
крутозалегающего пласта и заполняет
его пониженные части; дебиты скважин не большие и постоянные.
η нефт = 0,3…0,4.
—
Гравитационный
режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью) – уровень нефти находится
ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при
напорно-гравитационном режиме и со временем уменьшаются. η нефт = 0,1…0,2.
6.
Смешанный режим
Если в залежи нефти одновременно
действуют различные движущие силы.
Месторождение нефти или газа обычно представляет одну или несколько ловушек, в которых находится нефть или газ. Месторождение как правило состоит из нескольких залежей с похожими структурами.
Нефть и газ находятся в пласте под давлением, которое, как правило, зависит от многих факторов, и в первую очередь от глубины залегания пласта. Это давление, обусловлено весом пород, располагающихся над пластом. По виду пластовой энергии, другими словами, по источнику, используемому при эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режимов залежи (или несколько режимов дренирования).
При водонапорном режиме перемещение нефти к устью скважины зависит от давления краевой (контурной) воды. В данном случае объем вытесненной нефти компенсируется объемом воды, поступающей из поверхностных источников. Если нефтяная залежь не сообщается с поверхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отбирается нефти, то дебиты скважин будут постепенно снижаться, то есть давление и объемы получаемой нефти будут падать. При водонапорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода не достигнет устья.
Сам флюид, пластовая жидкость и порода залежи находятся в сжатом (упругом) состоянии, под большим давлением. При вскрытии залежи, флюид выдавливается в скважину (в зону пониженного давления) силой упругого расширения пластовой жидкости, флюида и вмещающей его породы. Такой режим залежи называется упруговодонапорным (упругим).
Газонапорный режим работы наблюдается при наличии газовой шапки. При вскрытии пласта с нефтью, газ находящийся в газовой шапке над нефтью давит на нефть и выдавливает её в скважину.
Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворенного ранее в нефти газа, пузырьки которого расширяются и выталкивают нефть из области более высокого в область низкого давления, в скважину. Здесь уместно привести следующий пример: если открыть бутылку с газировкой, то можно пронаблюдать режим растворенного газа, когда содержащийся в воде растворенный газ начнет стремиться, расширяясь в большие пузыри, в область низкого давления, то есть из бутылки, попутно увлекая за собой воду. Данный режим позволяет эксплуатировать скважину так называемым бескомпрессорным газлифтом.
Гравитационный режим — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забою под действием собственной силы тяжести — стекает в скважину. От забоя к устью скважины нефть выкачивается специальными насосами. Иногда гравитационный режим называют безнапорным.
Гравитационный режим имеет место во время разработки залежей лишённых газовой шапки, напора вод и растворенного в нефти газа. Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки.
Гравитационный режим имеет место при шахтных методах добычи нефти. При горизонтальном расположении пласта в пространстве эффективность этого режима чрезвычайно мала. При этом, в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается значительно.
Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, обычным явлением является переход от одного режима эксплуатации к другому. Отдельные части залежи могут разрабатываться на разных режимах.
В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. При эксплуатации месторождений пластовое давление снижается пропорционально отбору газа вследствие отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продолжают до тех пор, пока его давление не становится близким к атмосферному.
При разработке месторождения стараются извлечь из пласта максимум флюида. Соотношение извлеченной из пласта нефти и первоначально имеющейся характеризуется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов, таких как проницаемость породы, вязкость нефти, пластовое давления, технология добычи. Повышение нефтеотдачи основная задача нефтедобывающей промышленности. Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый отбор нефти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позволяет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.
Для увеличения нефтеотдачи применяют методы искусственного поддержания пластовой энергии на основной стадии разработки месторождения. К методам поддержания пластового давления относятся: закачка воды в пласт; или газа в газовую шапку. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещенные, за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего создается искусственный контур питания залежи водой. По мере перемещения контура нефтеносности эксплуатационные скважины переводят в нагнетательные для закачки в них воды. Кроме технической воды в пласт закачивают воду, обработанную поверхностно-активными веществами (ПАВ), способствующими вымыванию нефти, остающейся в порах пласта, или другими химикатами. В ряде случаев в пласт закачивается сжиженный углекислый газ с его продавкой специально обработанной водой. Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячую воду или пар. Для определенных месторождений, например с вязкой нефтью, закачка холодной воды не допускается вообще, так как это приводит к уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению его проницаемости.
Температуру пласта можно повысить путем поджога в нем нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по мере выгорания остатков нефти и закачки в пласт воздуха. Теплота, выделяющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к снижению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению нефти. Наиболее эффективным, но и самым дорогим способом является вытеснение нефти растворителем, который растворяет и нефть, и воду. При этом исчезает граница раздела этих жидкостей и обеспечивается наиболее полный вынос нефти из пласта.
Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмывания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (свободного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое месторождение, дает объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений.
В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газонапорный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный.
Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует несколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем эксплуатации, применяемых искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти, Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации.
1. Водонапорный режим залежей.
При данном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непрерывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.
2. Упруговодонапорный режим залежей.
При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжимаемости соответственно жидкости и пласта.
В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р0 до Р.
Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном 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 тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.
3. Газонапорный режим залежей.
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 залежь окаймляют напорные контурные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «газовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».
4. Режим залежей растворенного газа.
При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выделении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что 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 оно незначительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются 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. Данный переход возможен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффициентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.
В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворенного газа и газонапорные. 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 упруговодонапорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она удалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим в режим перейдёт в режим растворенного газа.
5. Гравитационный режим залежей.
Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как правило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:
- на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;
- на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, который наблюдается в пологозалегающих пластах с 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. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.
Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.
Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, возможны только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15.
Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.
Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 3.5. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
| а | б | |||||
| qн,% | ||||||
| 1 | 10 | |||||
| 8 | ||||||
| 2 | 6 | Режим | ||||
| 3 | 4 | |||||
| раство- | ||||||
| ВНКнач | Гравитационный | |||||
| 2 | ренного | |||||
| режим | ||||||
| газа | ||||||
| 0,1 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 k | |||
| извл.н |
Рисунок 3.5 — Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме
а— изменение объема залежи в процессе разработки;
б— динамика годовых отборов нефти qн,:
1 — 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате «осушения» верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.
Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.
3.3 Режимы газовых и газоконденсатных залежей
3.3.1 Газовый режим
При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.
При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.
Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0.9 – 0.97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
3.3.2 Упруговодогазонапорный режим
Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.
Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0.2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0.2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.
Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0.5 до 0.95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.
3.3.3 Смешенные природные режимы залежей
При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП| Институт 4 группа 4736
т.д.
Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет «равноправного» действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.
Вгазонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.
Внефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5 – 10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири).
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
Природные режимы
нефтяных залежей и их характеристика
Природным
режимом залежи называют
совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение
нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
По преобладающему виду энергии
различают следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный;
упруговодонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный;
смешанный.
1.
Водонапорный режим
Источником энергии
является напор краевых (подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за
счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Поступающая в
пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом
непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин
прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся
в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только
вода.
При этом режиме скважины
фонтанируют. η нефт = 0,5…0,8.
2.
Упруговодонапорный режим
Характерен для большинства
месторождений Зап. Сибири.
Основным источником
пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в
недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в
пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается дебит скважин. Отличительной особенностью у/в режима
является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. η нефт
= 0,5…0,7.
3.
Газонапорный режим (режим газовой шапки)
Источником энергии для вытеснения нефти является давление
газа, сжатого в газовой шапке. В месторождениях, работающих в г/режиме, процесс
вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.
Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя
нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня ГНК происходит прорыв
газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их
эксплуатация прекращается. η нефт = 0,4…0,6.
4. Режим растворенного газа
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. η нефт = 0,15…0,3.
5. Гравитационный режим
Имеет место в тех случаях, когда
давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть
не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под
действием силы тяжести. Разновидности:
—
напорно-гравитационный
режим – нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению
крутозалегающего пласта и заполняет
его пониженные части; дебиты скважин не большие и постоянные.
η нефт = 0,3…0,4.
—
Гравитационный
режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью) – уровень нефти находится
ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при
напорно-гравитационном режиме и со временем уменьшаются. η нефт = 0,1…0,2.
6.
Смешанный режим
Если в залежи нефти одновременно
действуют различные движущие силы.
ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ (а. gravity regime; н. Gravitationsregime; ф. regime par gravite; и. regimen gravimetriсо) — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин под действием собственной силы тяжести. Гравитационный режим развивается при разработке изолированных залежей, лишённых газовой шапки, напора краевых, законтурных вод и содержащих, как правило, дегазированную нефть. В случае гравитационного режима, развивающегося в крутопадающих нефтяных пластах, нефть под действием напора её столба продвигается к забоям добывающих скважин, расположенных ниже по отметке (рис. 1).
По мере перемещения контура нефтеносности вниз по падению пласта величина напора снижается. Дебиты скважин обычно невелики и со временем уменьшаются. В пластах с пологим залеганием уровень нефти понижается одновременно (или почти одновременно) по всей залежи (рис. 2).
Наблюдается фильтрация нефти со свободной поверхностью. Дебиты скважин со временем медленно падают. При гравитационном режиме темпы разработки обычно очень малы, а конечная нефтеотдача не превышает 0,3-0,4. В связи с этим процесс разработки залежи стремятся перевести на другой, более эффективный режим путём применения искусственного метода воздействия на нефтяной пласт.
Гравитационный режим
- Гравитационный режим
-
► gravity drive, gravity depletion
Режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин под действием собственной силы тяжести. Развивается при разработке изолированных залежей, лишенных газовой шапки, напора краевых, законтурных вод и содержащих, как правило, дегазированную нефть. По мере перемещения контура нефтеносности вниз по падению пласта величина напора снижается. Дебиты скважин обычно невелики и со временем уменьшаются. При гравитационном режиме темпы разра-ботки обычно очень малы, а конечная нефтеотдача не превышает 0,3-0,4.
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина.
.
2004.
Смотреть что такое «Гравитационный режим» в других словарях:
-
Гравитационный режим — (a. gravity regime; н. Gravitationsregime; ф. regime par gravite; и. regimen gravimetrico) режим нефтяной залежи, при к ром нефть перемещается к забоям добывающих скважин под действием собств. силы тяжести. Г. p. развивается при… … Геологическая энциклопедия
-
гравитационный режим — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gravity control … Справочник технического переводчика
-
гравитационный режим (пласта) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gravity depletiongravity drive … Справочник технического переводчика
-
гравитационный режим пласта — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gravity drainage … Справочник технического переводчика
-
ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ — в нефтяной гидрогеологии режим работы нефтяной залежи, при котором источником энергии для движения нефти является сила тяжести самой нефти. Обычно сила тяжести начинает играть заметную роль в последнюю стадию разработки нефтяных залежей … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
-
Режим залежи — нефти, газa (a. reservoir drive, reservoir behaviour; н. Lagerverhalten; ф. regime du gisement de petrole, de gaz; и. regimen de yacimiento; regimen de capa) механизм проявления в залежах пластовой энергии разл. вида, обусловливающий… … Геологическая энциклопедия
-
Режим залежи нефти, газа — ► reservoir condition Механизм проявления в залежах пластовой энергии различного вида, обусловливающий приток нефти и газа к эксплуатационным скважинам. Зависит от геологического строения, физико химических свойств пласта и насыщающих его флюидов … Нефтегазовая микроэнциклопедия
-
Режим истощения — ► depletion procedure (process) Режим работы залежей нефти, при котором продвижение нефти происходит преимущественно за счет расходования внутренней энергии залежи – энергии газа, растворенного в нефти (газовый режим). Работа залежи за счет… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
-
РЕЖИМ ГРАВИТАЦИОННЫЙ — в нефтяной гидрогеологии, режим работы нефтяной залежи, при котором источником энергии для движения нефти является сила тяжести самой нефти. Обычно сила тяжести начинает играть заметную роль в последнюю стадию разработки нефтяных залежей.… … Геологическая энциклопедия
-
гравітаційний режим — гравитационный режим gravity drainage Gravіtationsregime режим нафтового покладу, при якому нафта переміщується до вибою видобувних свердловин під дією сили тяжіння. Г.р. розвивається при розробці ізольованих покладів позбавлених газової шапки,… … Гірничий енциклопедичний словник