Нефтегазопромысловая геология Ставрополь 2014 Лекция 14 -15

Нефтегазопромысловая геология Ставрополь 2014 Лекция 14 -15

Природные режимы углеводородных скоплений Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки Различают 2 вида давления в земной коре горное и гидростатическое. • • Горное давление (Ргор) создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления. Это давление в жестком каркасе пород, которое передается жидкости, заполняющей пустотное пространство пород. Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера). Геотектоническое давление - отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывнопрерывистыми тектоническими процессами. Его величину и вектор в каждой точке не поддаются замеру. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте находятся в пустотах пластовколлекторов нефть, газ и вода.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Пластовое давление м. б. определено при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = h×ρ×g где h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; ρ плотность жидкости в скважине, кг/м 3; g - ускорение свободного падения, м/с2. • • • Пьезометрический уровень - устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению. Пьезометрическая поверхность - поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы. Пьезометрическая высота расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора. Пьезометрический напор расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости Абсолютное пластовое давление (Рпл. а) величина давления, соответствующая пьезометрической высоте, Приведенное пластовое давление (Рпл. пр) величина давления, соответствующую пьезометрическому напору.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ • В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) Рпл. а можно определить по зависимости: Рпл 1 = [(H 1 -h 1)/102] ρв. • В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв. 2): Рпл 2 = H 2 ρ в /102. • Для скважин с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв. 3) пл. давл. определить: Рпл 3 = [(H 3 ρ в/102)]+pу, где ру замеряется на устье манометром, его величина может быть рассчитана по зависимости ру = h 3 pв/102, h 3 – превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ • • • В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ: залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению; давлению залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического Принято называть Залежи первого вида - залежи с нормальным пластовым давлением, Залежи второго вида - залежи с аномальным пластовым давлением. • Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, • на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, • на условия их фильтрации. • • • Природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой. Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: • напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим (жестководонапорный) (рис. а); • напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды – упруговодонапорный режим; режим • давление газа газовой шапки газонапорный (режим газовой шапки) (рис. б); • упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа – режим растворенного газа (рис. в); • сила тяжести нефти – гравитационный режим (рис. г)

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы. Природный режим залежи определяется гл. обр. геологическими факторами: • характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь; • расположением залежи относительно области питания; • геолого-физической характеристикой залежи; • термобарическими условиями; • фазовым состоянием УВ; • условиями залегания; • свойствами пород-коллекторов; • степенью г/д связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Природный режим определяет: • эффективность разработки залежи; • темпы годовой добычи нефти (газа); • динамику других важных показателей разработки; • возможную степень конечного извлечения запасов (КИН) нефти (газа); • продолжительность эксплуатации скважин различными способами; • выбор схемы промыслового обустройства месторождения; • характеристику технологических установок по подготовке нефти и газа. Один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Режим залежи характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи • поведение пластового давления, • динамику годовой добычи нефти (газа) и воды; • промыслового газового фактора G. • изменение фонда скважин; • среднего дебита на одну скважину. Все эти кривые в совокупности с другими данными: представляют собой график разработки залежи.

Водонапорный (ВН) режим а - изменение Vзал в процессе разработки; б - динамика основных показателей разработки; годовые отборы: qн нефти, qж - жидкости; В - обводненность; G – промысл. газ. фактор; kизвл. н - КИН • Осн. вид энергии - напор воды (кр. + под. ). • V сокращается за счет подъема ВНК. • Целесообразно не перфорировать нижнюю часть нефтенасыщенного пласта. • Целесообразен умеренный темп отбора, иначе темп зал притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и Р в пласте будет ↓, фонтанирование прекратиться. • • • Свойственен залежам, приуроченным к инф. водонап. системам, при хорошей г/д связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Важнейшая предпосылка - значительная Δ между Рнач. пл и Рнас, (→превышение Ртек. пл над Рнас на протяжении tразр; сохранение газа в растворенном состоянии). Для ВН р. характерно: тесная связь поведения Ртек. пл с величиной qтек. ж ; восстановление почти до Рнач. пл при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения Р обычно ограничивается S залежи; практически неизменные на протяжении всего периода разработки ср. зн. G; высокий темп годовой qн во II ст. разработки (до 8 -10 % в г. ) и более от НИЗ; отбор за основной период разработки (I-III) около 85 -90 % извлекаемых запасов нефти; концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор ВНФ, В) до 0, 5 -1; довольно высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) - до 0, 6 -0, 7.

Упруговодонапорный (УВН) режим УВН режим, режим при котором нефть вытесняется из режим пласта под действием напора краевой воды, но основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов. Отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой → Рпл ↓ За пределами залежи происходит расширение породы и пластовой воды. При больших размерах области сниженного давления упругие силы пласта - источником значительной энергии. характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам; м. б. выявлен для залежей в инфильтрационную водонап. систем: • • – – имеющих слабую гидродинамическую связь с областью питания; пониженную проницаемость и значительную неоднородность пласта; повышенную вязкости нефти; больших размеров и значительные отборы жидкости. Упругий р. - добыча жидкости осуществляется за счет упругих сил собственно нефтеносной области. • • Сходство с ВН режимом - G =const (Рпл > Рнас). Перфорация нефтенасыщенной части пласта. Отличия: при УВН режиме темп падения Р постепенно замедляется, отбор жидкости при падении Р на 1 МПа возрастает. Более интенсивное обводнением продукции, чем при ВН режиме. • При высокой продукт. залежей может обеспечиваться значительные КИН и темпы разработки. Темп добычи нефти при УВН режиме во II стадии разработки < 5 -7 % в год от НИЗ. К концу III стадии разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 -3. Значения КИН нефти обычно не превышают 0, 5 -0, 55 (до 0, 7). Доля неизвлекаемых запасов по сравнению с ВН р. несколько возрастает. Диапазон значений относит. год. и конечн. показателей разработки довольно широк. • • •

Газонапорный (ГН) режим ГН р. - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняет нефть в пониженную часть залежи. ГН р. действует в залежах, не имеющих г/д связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причины этого : • • • – – – Геологические условия, способствующие проявлению ГН р. : – – наличие большой газовой шапки (достаточным запасом энергии); значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2 -3 м. Па*с). Vнеф. ч. зал. ↓ в связи с опусканием ГНК, Sнефт остается соnst. Рпл постоянно ↓. Перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины (отступают от ГНК). Сравнительно невысокое значение КИН (до ≈ 0, 4) : – неустойчивость фронта вытеснения; – – • резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. образование конусов газа; пониженная эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Gср в начальные стадии ≈ постоянен, далее Gср начинает резко ↑, уровень добычи нефти ↓. В ≈0.

Режим растворенного газа (РГ) Режим РГ - режим залежи, при котором Рпл падает в процессе разработки ниже Рнас , в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Проявляется при – отсутствии влияния законтурной области, – при близких или равных значениях Рнач. пл и Рнас, – при повышенном газосодержании пластовой нефти, – при отсутствии газовой шапки. Нефтенасыщенность пласта ↓, V = const, → перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Рпл интенсивно ↓на протяжении всего периода разработки → и Рнас- Ртек. пл ↑. G некоторое время остается постоянным, затем ↑ V выделяющегося газа, k фаз. пр по газу ↑ и G ↑, м. б. ↑ μн. Позже ↓ G. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т. е. II стадия разработки продолжается обычно всего 1 -2 года. В ≈0. Характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии → более плотное размещение скв. , чем при режимах с вытеснением нефти водой. КИН <0, 2 -0, 3, а при небольшом Gн - 0, 1 -0, 15. • • • Давление: Рпл - пластовое, Рнас годовые отборы: qн - нефти, qж обводненность продукции; G газовый фактор; kизвл. н извлечения нефти - насыщение; жидкость; В промысловый коэффициент • •

Гравитационный (Гр) режим Г. режим это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Когда? Давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, нефть не содержит растворенного газа (Рпл десятые доли МПа, Gн ед. м 3/м 3). • • • Нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. М. Б. природным, чаще - после завершения действия режима РГ. Способствует значительная высота залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Нефть отбирается очень низкими темпами менее 2 -1 % в год от начальных извлекаемых запасов. М. б достигнут высокий КИН – с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0, 5. 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.

Газовый режим (ГР) газовых и газоконденсатных залежей При ГР (р. расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии Рпл, под которым находится газ в продуктивном пласте. Энергии обычно достаточно для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). ГР формируется при отсутствии влияния законтурной области (в условиях инфильтрационной и элизионной водонап. сист. ). При ГР в процессе разработки залежи Vзал практически не меняется (деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате ↓Рпл). Pпл в процессе разработки залежи непрерывно ↓. Для ГР характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)-Q ‼ ‼ ‼ • • • где Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Q - накопленная с начала эксплуатации добыча газа. • • Удельная добыча газа на 0, 1 МПа снижения Рпл при ГР обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 -10 °/о начальных запасов в год и >. Значительного поступления попутной воды в скв. обычно не происходит. Выявление источника и путей поступления воды в скв. требуют специальных геологопромысловых исследований. Значения Кизв газа при ГР обычно высокие 0, 9 -0, 97. ГР характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

Упруговодогазнапорный режим (УВГН) газовых и газоконденсатных залежей • • УВГВ 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. Коэффициент возмещения V воды, внедрившейся в залежь за определенный период t к V газа в пл. усл. , отобранному из залежи за этот же период (характ. масштабы внедрения в залежь воды, Квоз 0, 2). Повышенные значения большая роль водонапорной составляющей режима. • • При УВГН режиме при прочих равных условиях Рпл ↓ медленнее, чем при ГР. Постепенное обводнение части скв. → в выход их эксплуатации → необходимость бурения дополнительных. Часто Кизв меньше, чем при газовом режиме (от 0, 5 до 0, 95). Причины и следствия: неоднородность продуктивных отложений и неравномерность отбора газа; опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям; появление воды в продукции скважин; усложнение условий их эксплуатации; их раннее отключение. – – –

• Изучение природных режимов (ПР) залежей Нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии при ВН или достаточно активным УВН режиме (за счет прир. сил нефтеотдача 40 % и более). В ином случае - искусственное воздействие на пласт. Режим должен устанавливаться ко t составления 1 проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки. Определение вида режима: на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы; геолого-физической характеристики самой залежи. По изучаемой залежи анализируются данные: о ее размерах; степени сообщаемости залежи с законтурной областью; о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи; фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа; термобарических условиях продуктивного пласта. Анализируются введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геологофизической характеристикой Когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуатацию с (опытную организацией контроля за изменением: – • • – – – • • Рпл в самой залежи и в законтурной области; за поведением промыслового G; обводненностью скважин; их продуктивностью. Изучение взаимодействия залежи с законтурной областью наблюдение за Р в пьезометрических скважинах. По возможности изучается характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в короткий срок отборы нефти из залежи должны быть высокими для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скв.

Изучение природных режимов залежей • • Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт, пласт поэтому промышленная добыча газа м. б. начата, когда возможный режим залежи установлен лишь предварительно. Для определения ПР используют данные начального периода разработки залежи устанавливают характер кривой, отражающей зависимость (Pпл/Z) - Q. Одновременно проводят: контроль за поведением ГВК с помощью ГИС и путем наблюдения за обводнением скв. ; контроль за поведением Р в пьезометрических скв. , вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. – – • • Газовый режим - неизменность Р в пьезометрических скв. (значительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему). Упруговодогазонапорный режим снижение Р в пьезометрических скв. (наличие гидродинамической связи с законтурной областью и внедрение воды в залежь).

Объемный коэффициент пластовой нефти (b) показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти: bн= Vпл. н/Vдег = ρн. /ρпл. н где Vпл. н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; ρ пл. п - плотность нефти в пластовых условиях; ρн - плотность нефти в стандартных условиях. Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и наличием газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные - 1, 2 -1, 8. При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп. н. =ρп. н. / ρн

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) вн: βн = (1/V 0) (ΔV/Δp), где Δ V - изменение объема нефти; V 0 - исходный объем нефти, Размерность вн = -1/Па, или Па-1. р - изменение давления. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 - 5)10 -3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения αн показывает, на какую часть (V) первоначального объема (Vo) изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С αн = (1/Vo) (V/t). размерность αн - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)10 -4 1/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.