9. Понятие о природном режиме залежи. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах. Факторы, влияющие на формирование режима залежи. Режимы вытеснения и истощения.

Природный режим – это совокупность геологических условий, обеспечивающих передвижение нефти или газа к забоям добывающих скважин. Природный режим формируется в залежи до начала ее разработки, но проявляется с началом эксплуатации.

Основным источником пластовой энергии в нефтяных залежах являются:

1. Напор пластовых вод.

2. Упругость жидкости и породы.

3. Давление сжатого газа в газовой шапке.

4. Энергия выделяющегося из нефти растворенного газа.

5. Собственная сила тяжести нефти.

6. Энергия внутренних поверхностей пористой среды и жидкости.

Для газовых залежей:

1. Энергия и напор расширяющегося газа.

2. Напор пластовых вод.

3. Упругость газа и породы.

Геологические факторы, определяющие формирование режима в залежи.

1. Структурный фактор – размеры структуры, амплитуда, углы падения крыльев и наличие нарушений.

2. Гидрогеологический – тип водонапорной системы, степень связи пластов с законтурной областью и между пластами в залежи.

3. Литологический – состав, тип коллектора, ФЕС и неоднородность.

4. Условия залегания флюидов в пласте – ширина переходной зоны, наличие газовой шапки, нефтяной оторочки.

5. Свойства пластовых флюидов – газонасыщенность нефти, вязкость.

По преобладающему источнику в нефтяных залежах различают следующие природные режимы:

1. Водонапорный.

2. Упруго-водонапорный.

3. Режим газовой шапки (газонапорный).

4. Режим растворенного газа.

5. Режим гравитационный.

По степени восполнения природной энергии первые три режима называют режимами вытеснения, остальные два – режимы истощения природной энергии.

В газовых залежах:

1. Газовый режим.

2. Упруго-водонапорный режим.

Ко времени составления первого проектного документа (технологической схемы разработки) природный режим залежи должен быть установлен однозначно, поскольку от типа режима зависит:

• Выбор системы ППД,

• Определение оптимальной сетки добывающих скважин,

• Определение конечной величины нефтеотдачи КИН,

• Прогноз темпов падения пластового давления,

• Прогноз темпов годовой добычи.

10. Природные режимы вытеснения в нефтяных залежах (виды режимов, на примере одного из режимов - геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).

Режимы вытеснения в нефтяных залежах: Водонапорный, Упруго-водонапорный, Режим газовой шапки (газонапорный).

Водонапорный режим.

Основная движущая сила – напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется пластовой водой, поступающей в залежь из законтурной области.

Геологические условия проявления режима.

1. Режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным водонапорным системам, когда для залежи характерна хорошая гидродинамическая связь между нефтяной честью и законтурной областью.

2. Небольшие размеры залежи (узкая водонефтяная зона).

3. Высокая проницаемость коллектора, как для нефти, так и для воды; относительная однородность коллектора.

4. Незначительная вязкость нефти (<5 мПа∙с).

Динамика показателей разработки.

Q_н – суммарная добыча нефти, изменяется по стадиям, к концу IV стадии может быть извлечено 65-80% нефти от величины НИЗ.

Р_пл – пластовое давление – для режима характерна связь между величиной отбора (Q_н) и пластовым давлением Р_пл. С увеличением добычи нефти пластовое давление уменьшается, при стабильной добыче не изменяется, при уменьшении Q_н пластовое давление способно увеличиться.

Р_нас – давление насыщения – давление, при котором весь газ находится в нефти в растворенном состоянии. При данном режиме пластовое давление много больше давления насыщения, и Р_нас=const.

G – газовый фактор – количественное соотношение газовой и жидкой фазы, полученной в результате дегазации нефти (10-50…500 м3/м3). G=const.

Q_ж – добыча жидкости – сумма Q_н + вода. На I стадии Q_ж полностью совпадает с Q_н. Начиная со II стадии, когда в залежь поступают законтурные пластовые воды (начинается обводнение), величина Q_ж превышает Q_н. На III стадии с уменьшением Q_н добыча жидкости тоже уменьшается. На IV стадии Q_ж возрастает в связи с высокой обводненностью.

В – обводненность – начинает расти со II стадии в связи с подтягиванием контура нефтеносности. На II и III стадии продукция скважин характеризуется умеренным количеством воды. На IV стадии обводненность возрастает до максимальных величин.

Вывод: данный режим наиболее эффективный, на I и II стадиях разработки пластовой энергии в залежи достаточно для поддержания высокого уровня пластового давления. Начиная с III стадии в целях продления высокой добычи нефти необходимо применять систему ППД.