Естественные режимы пластов. Заводнение. Способы увеличения притока

Естественные режимы пластов Заводнение Способы увеличения притока Лекция 5 часть 2 Пластовая энергия Температура в недрах Значения пластовых температур и геотермических градиентов на месторождениях РФ Литостатическое давление Пластовое давление Пластовое давление Условия притока жидкости и газа в скважины Схема возникновения депрессии ( Рпл  gH ст  P )  ( P  gH дин ) I заб II з Несовершенство скважины а – совершенная скважина б – скважина, несовершенная по степени вскрытия в – скважина, несовершенная по характеру вскрытия г – скважина, несовершенная по как по степени вскрытия, так и по характеру вскрытия Область эксплуатации скважины Область благоприятной эксплуатации Давление насыщения Область допустимой эксплуатации Критическое давление Область недопустимой эксплуатации Источники пластовой энергии Режимы работы пластов Водонапорный режим Водонапорный режим Водонапорный режим показателей разработки: отличают G В qн qж 0,1 0,3 0,5 особенности динамики • тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта - относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи; Рпл Рнас следующие IV стадия 0,7 kизвл.н Основной период разработки динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти • практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора; • достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, - до 8-10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90% извлекаемых запасов нефти; При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0,6-0,7. Упругий режим Упруговодонапорный режим Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти. Рпл В G qн Рнас qж Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее: IV стадия 0,1 0,2 0,3 0,4 Основной период разработки 0,5 0,7 kизвл.н Динамика основных показателей давление: Рпл - пластовое, Рнас насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл.-коэффициент извлечения нефти Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Кривая 1 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры Кривая 2 отражает случай с Рпл. относительно небольшой законтурной областью, что характерно для Рпл.нач продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в 1 3 2 законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи. Рнас Зависимость, представленная линией Qж 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил Зависимость динамического пластового собственно нефтеносной области (залежь давления Рпл от накопленной добычи литологического типа или запечатанная). жидкости Qж с начала ее разработки. Такой режим залежей в практике называют Размеры законтурной области: 1-большие; 2-небольшие; упругим. 3-законтурная область практически отсутствует Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5-7% в год от НИЗ. К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5-0,55. Газонапорный режим ГНКнач. ГНКтек. ГНКк ВНК 1 2 Изменение объема залежи в процессе разработки 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное; Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: • наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом • энергии для вытеснения нефти; • значительная высота нефтяной части залежи; • высокая проницаемость пласта по вертикали; • малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПас). С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК. Рнас = Рпл.нач G Рпл.тек 0,1 0,2 0,3 Основной период разработки IV стадия II стадия qн 0,4 kизвл.н Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Невысокое значение КИН объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. Режим растворённого газа II стадия Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. G Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки Рнас В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности: Рнл Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. qн Промысловый газовый фактор некоторое время остается III постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа IV фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового стадия стадия газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз 0,1 0,2 0,3 0,4 kизвл.н превышающих пластовое газосодержание (в скважины поступает газ, Основной период разработки выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте). Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному Динамика основных показателей повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти разработки: давление: Рпл – пластовое, Рнас – происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до насыщение; годовые отборы: qк – нефти, нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период qж – жидкость; В – обводненность разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в продукции; G – промысловый газовый 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно нефти всего один-два года. Нефть добывают практически без воды. Гравитационный режим Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести а самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее 1 видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения 2 пластового давления. Его проявлению способствует 3 значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в ВНКнач пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок б интервалов вскрытия пласта. qн,% Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в 10 результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. 8 Нефть отбирается очень низкими темпами - менее 2-1 % 6 в год от начальных извлекаемых запасов. Режим 4 раствоСилы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за ренного их счет в течение длительного времени может быть Гравитационный 2 газа достигнут высокий коэффициент извлечения нефти. Пластовое давление при 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н рассматриваемом режиме обычно составляет а - изменение объема залежи в процессе десятые доли МПа, газосодержание разработки; б - динамика годовых отборов пластовой нефти - единицы кубометров в 1 нефти qн,: 1- 3 - последовательные границы м3. нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти Смешанный режим Газовые и газоконденсатные залежи 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 объем залежи практически не меняется. Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. По газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10°/о начальных запасов в год и более. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие - 0,9-0,97. Коэффициенты извлечения нефти на разных режимах Режимы дренирования залежи Разработка месторождений методом заводнения Схема организации водоснабжения Требования к качеству воды •количество взвешенных частиц не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов; •давление на устье нагнетательных скважин в процессе наводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 — 10 МПа, а в ряде случаев — 15 — 20 МПа. Типовая схема водоснабжения системы ППД 1 - водозаборные устройства; 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа) Источники водоснабжения Техника поддержания давления закачкой воды Водозаборы Насосные станции первого подъема Буферные емкости Станции второго подъема Схема сифонного водозабора Технология и техника использования глубинных вод При использовании глубинных вод необходимо различать: 1. Системы с естественным перетоком воды из водоносного пласта в нефтеносный под воздействием естественной репрессии приведенных давлений без применения механических средств для принудительной закачки (дожимных насосов). 2. Системы с принудительным перетоком, в которых необходимая для закачки воды репрессия создается с помощью специальных погружных или поверхностных дожимных насосов. Обе системы в свою очередь могут подразделяться на системы с нижним перетоком, когда водоносный пласт залегает выше нефтеносного и системы с верхним перетоком, когда водоносный пласт залегает ниже нефтеносного. Схема подземной насосной станции для закачки пластовой воды в нагнетательные скажины: 1 - нагнетательные скважины; 2 - водоводы высокого давления; 3 - погружной электронасос водозаборной скважины; 4 - станция управления; 5 - трансформатор; 6 водораспределительный и замерный узел Схема подземной кустовой насосной станции, питающая дополнительно две нагнетательные скважины, в которой водозаборная скважина совмещена с нагнетательной Способы увеличения притока Классификация методов воздействия По механизму воздействия: • физико-химические методы (закачка ПАВ, селективная обработка полимерами) • тепловые методы (закачка жидкости или пара, прогрев пласта на забое) • химические методы (кислотная обработка, закачка растворителей) • механические методы (гидроразрыв пласта, дополнительная перфорация, взрыв) • вибро-акустические методы • комбинированные методы Классификация методов воздействия По радиусу воздействия: • малого радиуса воздействия (закачка ПАВ, обработка полимерами, тепловые методы, дополнительная перфорация) • большого радиуса воздействия (кислотная обработка, гидроразрыв пласта) Кислотная обработка скважин Начало циркуляции Закачка кислоты Продавка кислоты Очистка забоя Гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта Закрепление проппанта стекловолокном Добавка деформируемых частиц Кислотный гидроразрыв пласта Комбинированные методы Скважинный реактор для термокислотной обработки призабойной зоны Пороховой генератор давления для термогазохимического воздействия на призабойную зону Программные комплексы для проектирования разработки