Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых залежах. Движение нефти в пласте


Движение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Движение - нефть

Cтраница 1

Движение нефти от забоя скважины до устья происходит как за счет естественного фонтанирования, так и с помощью механизированных способов.  [1]

Движение нефти к забою скважины может быть прервано также и в случае образования водонефтяных эмульсий. Вязкость эмульсии значительно больше вязкости нефти, что обусловливает рост гидравлических сопротивлений. Кроме того, и в этом случае может иметь место эффект Жамена.  [2]

Движение нефти в пористой среде описывается законом фильтрации, связывающим между собой скврость фильтрации и градиент давления. Обычно это стационарная зависимость, обусловленная вязкими или вяз-копластичными свойствами нефти и ее взаимодействием с породой. При этом справедливы как линейные, так и нелинейные законы фильтрации. На движение тяжелых нефтей в пористой среде существенное, а в ряде случаев определяющее влияние оказывают релаксационные свойства, обусловливающие неравновесность фильтрационного потока. Вообще говоря, можно выделить неравновесность фильтрационного потока двух основных типов - неравновесность в микро - и макромасштабе. Первая связана с движением в порах, вторая определяет неравновесность всего потока в целом.  [4]

Движение нефти, содержащей большое количество тяжелых компонентов ( смол, парафинов, асфальтенов), по лифтовым трубам добывающих скважин и нефтепроводам сопровождается отложением асфальто-смолопарафинового осадка ( АСПО) на внутренней поверхности труб и нефтепромыслового оборудования. Это обстоятельство приводит к уменьшению проходного сечения лифтовых труб и нефтепроводов, увеличению гидравлического сопротивления движению нефти и, в конечном счете, снижению производительности добывающих скважин и пропускной способности нефтепроводов.  [5]

Движение нефти при нагнетании растворителя в заводненный пласт изучалось на 50 - м модели пласта.  [6]

Движение нефти в пластах по закону (11.1) приводит к существенным особенностям разработки этих пластов, не встречающимся в случае фильтрации по закону Дарси.  [8]

Движение нефти и воды в пласте сопровождается образованием водонефтяных и газо-водонефтяных смесей.  [9]

Движение нефти к скважинам часто сопровождается понижением давления в залежи ниже давления насыщения. Пузырьки газа при этом, стремясь расшириться в объеме до максимальных размеров пор за счет запасенной внутри их энергии, претерпевают вынужденную деформацию при прохождении через суженные участки канальцев между зернами породы ( фиг.  [10]

Движение нефти в пласте определяется наличием сообщающихся поровых каналов размерами больше 0 0002 мм. Естественно, что только из таких пор она может быть извлечена при разработке. Нефть же, заполняющая тончайшие трещины и пустоты, практически не принимает участия в движении нефтяного потока. Поэтому в нефтяной геологии наряду с понятием абсолютной ( общей, полной) пористости существует понятие открытой, или эффективной, пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры, остальные могут быть отнесены к эффективным, открытым.  [11]

Движение нефти и воды в пласте сопровождается образованием водонефтяяых и газонефтяных смесей. Снижение давления в пласте ниже давления насыщения обусловливает выделение газа в виде газовых пузырьков. При прохождении газовых пузырьков через капиллярные поры они деформируются с образованием радиусов T.  [13]

Движение нефти по трупам, Нефтьиздат.  [14]

Движение нефти от забоя скважины до устья производится как за счет естественного фонтанирования, так и с помощью механизированных способов. При естественном фонтанировании нефть изливается на поверхность под давлением пластовой энергии. Фонтанная добыча применяется на первом этапе эксплуатации скважины; по мере снижения пластового давления фонтанирование ослабляется, и скважину переводят на механизированную добычу.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Поиск Лекций

 

Процесс добычи включает три этапа.

1. Движение нефти и газа по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежей к забою, предусматривающих определенный порядок размещения скважин на месторождении, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Этот этап называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.

2. Движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Этот этап называется эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

3. Сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспорту. На этом этапе нефть с разных скважин собирается, производится отделение пластовой воды, попутного нефтяного газа, механических примесей, солей. Вода затем подготавливается для закачки обратно в пласт для поддержания пластового давления. Попутный нефтяной газ, как правило, направляется на газоперерабатывающий завод.

Потенциальная энергия нефтяного пласта

 

Любая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую энергию и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1.Напором краевых (контурных) вод, которые, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, способствующее заполнению пор пласта;

2. Напором газовой шапки, которая также действует на поверхность газонефтяного контакта;

3. Энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, что способствует сохранению начального пластового давления в дальнейшем на некотором уровне. Уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимает газ, и нефть находится под действием неизменного давления. И только когда выделение газа из нефти не будет успевать за отбором нефти, начнется снижение давления в пласте;

4. Энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода. Это действие упругих сил. По мере разработки месторождения происходит некоторое снижение пластового давления, нефть, вода, порода разжимаются и замедляют темп падения давления;

5. Силой тяжести, которая обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои.

Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей:

1. Жёстководонапорный. Источник энергии – напор подошвенных (краевых) вод. Её запасы пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоёмов. Поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается.

В начальный период давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти не следует производить слишком быстро, иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать.

 

 

Рис. 2.1. Схема жёстководонапорного режима работы залежи

 

Когда краевые воды достигают забоя скважин, находящихся в наиболее высоких частях пласта, вместо нефти пойдет вода, эксплуатацию этих скважин прекращают. На практике обычно из-за неоднородности пласта по проницаемости, более низкой вязкости воды, происходит прорыв пластовой воды к забою скважин, при этом одновременно с нефтью добывается вода.

При этом режиме обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта, равный 0,5…0,8. Газовый фактор остается низким и постоянным, если не нарушать баланс между отбором нефти и поступлением воды и если давление в пласте не падает ниже давления насыщения.

2. Упруговодонапорный режим. Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в пласте падает, снижается и дебит скважин.

Отличительная особенность этого режима заключается в том, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более.

Несмотря на то, что расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте незначительно, тем не менее, при огромных объёмах залежи и питающей её водоносной части, таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,8.

3. Газонапорный режим. Источник энергии для вытеснения нефти – давление газа, сжатого в газовой шапке.

 

 

Рис. 2.2. Схема газонапорного режима работы залежи

 

Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, иначе расходование энергии расширения газа будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,4…0,6.

Дебиты скважин и пластовое давление остаются почти постоянными, если не нарушать баланс между отбором нефти и скоростью продвижения границы газ-нефть.

4. Режим растворенного газа. Источник энергии – давление газа, растворенного в нефти.

 

 

Рис. 2.3. Схема работы залежи в режиме растворённого газа

 

По мере снижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Дебит и пластовое давление при этом режиме непрерывно снижаются. Коэффициент нефтеотдачи самый низкий и составляет 0,15…0,3, так как запас энергии газа истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объёмы нефти.

5. Гравитационный режим. Когда давление в пласте снизилось до атмосферного, нефть не содержит газа, она стекает в скважину под действием силы тяжести и откачивается механизированным способом.

 

Рис. 2.4. Гравитационный режим работы залежи

Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Первый наблюдается при высокой проницаемости пород и крутом наклоне пласта. Дебит в данном случае может быть высокий. Второй режим наблюдается у пологих пластов с плохой проницаемостью. Нефть в этом случае собирается с площади, находящейся в зоне расположения скважины, дебит скважин низкий.

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

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

В любом случае, потенциальная энергия пласта не обеспечивает полноты отбора нефти из залежи. Этому препятствуют силы трения, силы поверхностного натяжения, капиллярные силы.

poisk-ru.ru

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

Поиск Лекций

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

 

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

poisk-ru.ru

2. Разработка месторождений

Процесс добычи включает три этапа.

1. Движение нефти и газа по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежей к забою, предусматривающих определенный порядок размещения скважин на месторождении, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Этот этап называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.

2. Движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Этот этап называется эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

3. Сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспорту. На этом этапе нефть с разных скважин собирается, производится отделение пластовой воды, попутного нефтяного газа, механических примесей, солей. Вода затем подготавливается для закачки обратно в пласт для поддержания пластового давления. Попутный нефтяной газ, как правило, направляется на газоперерабатывающий завод.

2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта

Любая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую энергию и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1.Напором краевых (контурных) вод, которые, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, способствующее заполнению пор пласта;

2. Напором газовой шапки, которая также действует на поверхность газонефтяного контакта;

3. Энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления, что способствует сохранению начального пластового давления в дальнейшем на некотором уровне. Уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимает газ, и нефть находится под действием неизменного давления. И только когда выделение газа из нефти не будет успевать за отбором нефти, начнется снижение давления в пласте;

4. Энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода. Это действие упругих сил. По мере разработки месторождения происходит некоторое снижение пластового давления, нефть, вода, порода разжимаются и замедляют темп падения давления;

5. Силой тяжести, которая обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои.

2.2. Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей:

1. Жёстководонапорный. Источник энергии – напор подошвенных (краевых) вод. Её запасы пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоёмов. Поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается.

В начальный период давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти не следует производить слишком быстро, иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать.

Рис. 2.1. Схема жёстководонапорного режима работы залежи

Когда краевые воды достигают забоя скважин, находящихся в наиболее высоких частях пласта, вместо нефти пойдет вода, эксплуатацию этих скважин прекращают. На практике обычно из-за неоднородности пласта по проницаемости, более низкой вязкости воды, происходит прорыв пластовой воды к забою скважин, при этом одновременно с нефтью добывается вода.

При этом режиме обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта, равный 0,5…0,8. Газовый фактор остается низким и постоянным, если не нарушать баланс между отбором нефти и поступлением воды и если давление в пласте не падает ниже давления насыщения.

2. Упруговодонапорный режим. Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в пласте падает, снижается и дебит скважин.

Отличительная особенность этого режима заключается в том, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более.

Несмотря на то, что расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте незначительно, тем не менее, при огромных объёмах залежи и питающей её водоносной части, таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,8.

3. Газонапорный режим. Источник энергии для вытеснения нефти – давление газа, сжатого в газовой шапке.

Рис. 2.2. Схема газонапорного режима работы залежи

Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, иначе расходование энергии расширения газа будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0,4…0,6.

Дебиты скважин и пластовое давление остаются почти постоянными, если не нарушать баланс между отбором нефти и скоростью продвижения границы газ-нефть.

4. Режим растворенного газа. Источник энергии – давление газа, растворенного в нефти.

Рис. 2.3. Схема работы залежи в режиме растворённого газа

По мере снижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Дебит и пластовое давление при этом режиме непрерывно снижаются. Коэффициент нефтеотдачи самый низкий и составляет 0,15…0,3, так как запас энергии газа истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объёмы нефти.

5. Гравитационный режим. Когда давление в пласте снизилось до атмосферного, нефть не содержит газа, она стекает в скважину под действием силы тяжести и откачивается механизированным способом.

Рис. 2.4. Гравитационный режим работы залежи

Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Первый наблюдается при высокой проницаемости пород и крутом наклоне пласта. Дебит в данном случае может быть высокий. Второй режим наблюдается у пологих пластов с плохой проницаемостью. Нефть в этом случае собирается с площади, находящейся в зоне расположения скважины, дебит скважин низкий.

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

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

В любом случае, потенциальная энергия пласта не обеспечивает полноты отбора нефти из залежи. Этому препятствуют силы трения, силы поверхностного натяжения, капиллярные силы.

studfiles.net

Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых залежах — МегаЛекции

До начала вскрытия нефтяной или газовой залежи скважинами нефть и газ находятся в ней в статическом состоянии и по вертикали располагаются в соответствии со своими плотностями (вверху - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода).

При вскрытии залежи на забое скважин создается давление меньшее, чем в пласте, в результате чего равновесие в залежи нарушается и жидкость и газ начинают перемещаться к забою скважин, то есть к зонам с пониженным давлением.

Пластовая энергия в этом случае расходуется на перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде, в результате часто при этом пластовое давление снижается. В горной породе нефть и газ находятся под действием сил, которые влияют на движение нефти, газа и воды при их добыче, а также на характер и интенсив-. ность этого движения.

Силы, действующие в пласте, разделяются на силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению нефти (жидкости) и газа и удерживающие нефть в залежи. К силам движения нефти, газа и воды в залежах относятся:

а) силы, вызываемые напором краевых и подошвенных пластовых вод;

б) силы, проявляющиеся вследствие упругости пластовых водонапорных систем, то есть упругости жидкостей;

в) силы расширяющегося сжатого свободного газа, растворенного в нефти и газовой шапке;

г) сила тяжести нефти;

д) силы упругости горных пород.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:

а) силы внутреннего трения жидкости и газа, связанные с преодолением их вязкости;

б) силы трения нефти, газа или воды о стенки поровых каналов горных нефтесодержащих пород;

в) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

г) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по залежи зависит от вязкости движущейся жидкости и от ее скорости. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления, а также чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Сопротивление трению при движении жидкости и газа через горную породу зависит от размеров пор и от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через песчаные коллекторы тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше сечение каналов в породе пласта. Силы сопротивления вследствие межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном разностью их вязкости. В мелких порах большую роль играют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящимся ее вытеснить. Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта играет существенное значение, определяющее «еличину нефтеизвлечения.

Режим работы нефтяных и газовых залежей

Движение жидкости по пласту к забоям скважин происходит ча счет пластовой энергии. Жидкость (нефть, вода) в залежи под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. При разработке нефтяных месторождений пластовое давление снижается. Темп снижения пластового давления зависит от

количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния методов восполнения пластового давления. Это искусственные факторы. Но запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных факторов - энергии расширения газов газовой шапки, запаса упругой энергии в системе пласта, энергии расширения растворенного в нефти газа, наличия источника питания нефтяной залежи пластовой законтурной водой; гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта.

В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).

От правильной оценки режима дренирования залежи во многом зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получение высокого значения коэффициента конечного нефтеизвлечения. Определить режим залежи непросто, так как часто одновременно проявляются многие факторы, определяющие режим. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодона-порный режим.

Жестководонапорный режим

При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых

вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины.

При жестконапорном режиме

где Рпл - среднее пластовое давление, Рнас - давление насыщения. При условии Рпл > Рнассвободного газа в пласте нет, и через

горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 23) гидродинамически связан с областью отбора нефти 1 и с областью питания 3, который может быть руслом реки и так далее.

Рис. 23. Схемы геологических условий существования естественного водонапорного режима: 1 - нефтяной пласт, 2 - проницаемый коллектор, 3 - водоем, 4 - нефтяные скважины

В результате процессов горного образования пористый и проницаемый пласты (в случае, показанном на рис. 23) имеют выход на дневную поверхность в районе русла 3, из которого происходит постоянная подпитка пласта водой (и, соответственно, пополнение энергией) при отборе нефти через скважины 4.

В подобных залежах пластовое давление обычно равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем иыравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4-8% от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).

При этом режиме, как правило, устанавливаются стабильные во времени дебиты жидкости из скважин, пластовое давление и газовый фактор.

Постоянство газового фактора объясняется тем, что при Рт > Рнас выделение газа в пласте не происходит и из каждой добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был растворен в пластовых условиях (рис. 24). Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро.

Рис. 24. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима: Рпл- пластовое давление, МПа; Q - дебит жидкости, т/с; Гф - газовый фактор м/т

При искусственном водонапорном режиме постоянный напор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины.

При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с k = 1,5-1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте).

При жестконапорном режиме разработка залежи прекращается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.

Следует отметить, что полного вытеснения нефти, поступающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть, будет опережать нефть, и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем значительнее разнятся вязкостные свойства нефти и воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению нефтеизвлечения из залежи. В случае, когда в нефтяных скважинах будет добываться чистая вода, это не значит, что вся нефть вытеснена.

В порах и микротрещинах останется неизвлеченная нефть. Одним из основных показателей эффективной разработки нефтяной залежи является коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Коэффициент нефтеизвлечения - это отношение извлеченного количества нефти из залежи к начальным запасам нефти. При водонапорном режиме (естественном и искусственном) коэффициент один из высоких. Из залежи может быть извлечено 50-70% от начальных запасов нефти, то есть Кн=0,5-0,7, а в некоторых случаях и выше.

При упруговодонапорном режиме движущейся силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.

4. Упруговодонапорный режим

При этом режиме водоносная часть залежи очень большая И может простираться от контура нефтеносности на десятки И сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давле-

ния и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.

С целью недопущения перехода упруговодонапорного режима в режим растворенного газа осуществляют переход на искусственное воздействие на залежь путем поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или иного агента воздействия.

Необходимо отметить, что при снижении пластового давления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а перовые каналы сужаются. Так, объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000-1/2500 первоначального объема, объем нефти при том же снижении давления в зависимости от насыщенности нефти газом увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем горной породы при снижении пластового давления на 1 МПа - от 1/10000 до 1/50000 своей величины. Несмотря на то, что упругое расширение водонапорной системы при снижении давления в пласте очень мало, тем не менее оно играет значительную роль в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в процессе разработки залежи при упругом режиме принимают участие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие нефтяную залежь.

Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значительное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших значений (Кн=0,8).

Газонапорный режим

Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти.

Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным.

При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапорном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части земли, а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.

Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.

Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный и ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления.

Если расход энергии расширения газа не полностью компенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое снижение пластового давления и одновременно снижение дебитов нефти в нефтедобывающих скважинах.

Если пластовое давление снижается ниже давления насыщения, происходит быстрое увеличение газового фактора. Со временем, по мере вытеснения нефти из залежи и увеличения Площади газонефтяного контакта, а также с учетом того, что газ Имеет очень низкую вязкость в сравнении с нефтью, происходит Прорыв газа в нефтяные скважины. В этом случае добыча нефти Прекращается, но в залежи еще остается достаточно высокое содержание нефти.

С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного

газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого используется нефтяной газ, который выделяется из нефти на поверхность. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4-0,6.

megalektsii.ru

Распределение остаточной нефти в пласте

ТОП 10:

 

Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов принципиально важно знать насыщенность пластов, как распреде­лена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится в порах. Неполное вытеснение нефти водой из пластов обуслов­ливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачивае­мостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Как отмечалось, в микронеоднородной пористой среде нефть вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной — из мелкопористых частей пласта. В гидрофильной пористой среде за фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть вытесняется водой из мелких пор в крупные. Для энергетического равновесия и обеспечения минимума свободной энергии происходит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе — вода занимает мелкие поры (сужения), а нефть переходит в круп­ные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул (рис. 5, е).

Рис. 6. Схема распределения остаточной нефти в заводненных пластах.

1 – нефть в линзах и пропластках. не охваченных дренированием, 30—40% и более; 2, 3 — нефть в монолитном пласте, что обусловлено его неоднородностью и вязкостной неустойчи­востью вытеснения водой, 10—30%; 4 — нефть, рассеянная в заводненной части пласта, 20—40 %

 

В таком состоянии будут наименьшими поверхность кон­такта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если по­ристая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах в виде пленки. У гидрофобной поверх­ности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокирован­ные водой в крупных порах (капиллярными силами),— основная причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в за­водненных пластах. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил (рис. 6).

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, первоначальная связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточная же нефть ос­тается в порах меньшего размера и также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основопо­лагающем факте построена вся теория методов увеличения нефте­отдачи пластов. Имеющиеся представления об остаточной нефти в виде псевдотвердых слоев на поверхности пор не подтверждаются опытами смешивающегося вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды, как было показано, зависит от ее проницаемости, распределения размеров пор, а также от вязкости нефти и характера смачиваемости. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при ма­лой вязкости нефти коэффициент вытеснения может достигать 0,8—0,9 (рис. 7).

В слабопроницаемых ча­стично гидрофобных средах при по­вышенной вязкости нефти он со­ставляет 0,5—0,65, а в гидрофобных пластах — не более 0,25—0,4. Вместе с тем при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого дав­ления, углекислым газом и мицеллярным раствором коэффициент вы­теснения достигает 0,95—0,98. Отбор нефти из пластов скважинами и макронеоднородность пластов, вы­ражающаяся в изменении их свойств (проницаемости) по толщине и про­стиранию, являются причинами не­полного охвата пластов дренирова­нием и заводнением. В завод­ненном пласте остаются нефтенасыщенными слои, линзы и участки, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями [29, 33].

Процесс неполного охвата пластов заводнением и вы­теснением (дренированием) усугубляется неблагоприятным соот­ношением вязкостей нефти и воды. С повышением вязкости нефти и уменьшением вязкости воды охват пластов заводнением и дренированием резко уменьшается и служит основной причиной неудовлетворительной конечной нефтеотдачи пластов. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность очень за­висит также от размещения скважин и условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы, пропластки. Таким об­разом, целью для физико-химических методов увеличения нефте­отдачи пластов после их заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пластов с насыщенностью до 20—30 %, рассредоточенной по пористой среде, блокированной в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохва­ченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах с высокой непрерывной нефтена-сыщенностью, объем которой может достигать до 20—80% от начальных запасов (см. рис. 6).

При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах пласта, и в неохваченных процессом заводнения слоях и про­пластках во всех точках залежей, так как предельная минималь­ная нефтенасыщенность (10—20 %) не достигается даже в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам. А в зонах стягивания нефти у добывающих скважин, завершающих разработку, остаточпая нефтенасыщенность значительно выше критической, так как в неоднородных пластах при повышенной вязкости нефти эконо­мически рентабельная предельная обводненность продукции сква­жин (95—98 %) наступает при средней нефтенасыщенности плас­тов в призабойных зонах до 45—50 % и более. Эту особенность распределения остаточной нефтенасыщенности пластов — увеличе­ние ее от линии нагнетания до линии стягивания от 15—25 до 45—50% и более — следует учитывать при выборе опытных участ­ков по испытанию методов, схемы размещения скважин и расче­тах эффективности.

Если пласт разрабатывается при режиме растворенного газа, то остаточная нефтенасыщенность в отличие от заводнения прак­тически не зависит от проницаемости, а определяется газовым фактором, вязкостью нефти и снижением пластового давления. Вытеснение нефти газом, выходящим из раствора в свободное состояние при снижении пластового давления, происходит равно­мерно из всего объема пласта до критической газонасыщенности (12—18%), когда газ остается еще неподвижным. Затем начи­нается движение свободного газа по пласту, предпочтительно по высокопроницаемым слоям (трещинам). Нефтенасыщенность становится неравномерной: в слабопроницаемых слоях и зонах выше, а в высокопроницаемых — ниже. При длительном процессе разработки это распределение нефтегазонасыщенности в неодно­родном пласте за счет гравитационных сил может измениться. Газ будет стремиться занять верхние части пласта, а нефть — нижние. Остаточная нефтенасыщенность верхних и газонасыщен­ность нижних частей пласта будут определяться величиной, при которой наступает нулевая фазовая проницаемость для нефти и газа при трехфазном потоке и наличии анизотропии. При вытес­нении нефти расширяющейся газовой шапкой остаточная нефте­насыщенность загазованной части пласта выше заводненной (до 40—50 %), если проявление гравитационных сил слабое (в мало­проницаемых пластах).

Для успешного применения новых методов уве­личения нефтеотдачи пластов необходимо детальное изучение про­явления всех естественных сил в процессе разработки и особенно­стей состояния и распределения остаточной нефтенасыщенности, чтобы воздействовать на нее активными дорогими агентами.

Например, при нефтеотдаче пласта 50 % от балансовых запа­сов, достигнутой за счет естественного или искусственного завод­нения, оставшиеся запасы нефти распределены в первоначальном объеме залежи крайне неравномерно — от 10—15% в высокопро­ницаемых однородных зонах вблизи нагнетательных скважин до 65—70 % в слабопроницаемых неоднородных зонах у стягиваю­щего, центрального ряда добывающих скважин. В свою очередь, средняя величина 10-—-15 % от остаточных запасов нефти в высо­копроницаемых зонах может быть обусловлена распределением по линии вытеснения ее водой от 5—7 % у нагнетательных до 20—30 % у добывающих скважин, а 65—70 % в слабопроницаемых и неоднородных зонах — от 40—50 до 80—90% соответст­венно. Аналогичный диапазон распределения нефтенасыщенности в заводненной части пласта может наблюдаться вследствие его не­однородности в плане, по простиранию, перпендикулярно к линии .вытеснения.

Другое важнейшее условие успешного применения новых ме­тодов увеличения, нефтеотдачи пластов — знание свойств остаточ­ной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой нефти по разным причинам: вследствие расслоения нефти на легкие и тяжелые компоненты, остающиеся в пласте, вторичного изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с во­дой кислорода, микроорганизмов и пр.

Все эти особенности нефтенасыщенности пластов должны с особой тщательностью изучаться для обоснования технологии процесса.



infopedia.su


Смотрите также