Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 81

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давле­ния, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнет­ся, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успе­вать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы про­является в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит не­которое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пла­ста в пониженные, где расположены забои скважин.

В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный (рис. 2.3.1).

При жестководонапорном режиме (рис. 2.3.1а) источником энер­гии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы по­стоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников по­верхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководона-порного режима является то, что 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.

На практике есть еще один промежуточный этап разработки неф­тяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по прони­цаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых усло­виях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обес­печивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, рав­ный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько ве­лико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет па-дать, а фонтанирование прекратится.

82

Часть I. Основы нефтегазового дела

Глава 2. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений 83

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

84 Часть I. Основы нефтегазового дела

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

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

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

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

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

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

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

• методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

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

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

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

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

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

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