Для подготовки бурильщиков эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Для подготовки бурильщиков эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии. 4

Залежи углеводородов в природном состоянии. 4

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений. 16

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. 17

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа. 19

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений. 20

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации добычи нефти и газа, обеспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

- охрана недр нефтяных и газовых месторождений;

- геологическое обслуживание процесса бурения скважин;

- совершенствование собственной методологии и методической базы.

Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии

Первый период -1870-1918 гг. добыча нефти в России почти полностью была сосредоточена на Апшеронском полуострове. До 1871 г. (официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России) техники добычи нефти почти не существовало: добывали кустарным способом бадьями из вырытых вручную колодцев, глубина которых 150 м при диаметре 1-1,5 м. Первые скважины глубина 40-70 м. давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г) и на Апшеронском полуострове (1869 г.).

Второй период - с 1918 - 1931 гг. советская власть. Резкое увеличение объемов разведочного бурения. Возросла глубина добывающих скважин. В 1927 г. в стране начинаются систематические работы по подсчету запасов.

Третий период - с 1931 по 1940 г. В 1935 г. была создана Центральная комиссия по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ).

С 1929 г. для изучения разрезов скважин стали применять геофизические метод определения кажущегося сопротивления пород.

В 1931 г. советскими геофизиками и сотрудниками фирмы «Шлюмберже» был разработан второй метод электрометрии скважин - метод потенциалов собственной поляризации пород.

Четвертый период - с 1941 по 1950 гг. Годы Великой Отечественной войны.

1942 г. утвердили новую классификацию запасов нефти и газа, в основу которой была положена степень изученности (разведанности) залежей.

Пятый период - с 1950-1990 гг. Экстенсивное развитие нефтегазодобывающей промышленности, открытие нефтяных и газовых месторождений. Применение искусственного заводнения залежей с целью поддержания пластового давления.

Шестой период – с 1991 г. по настоящее время. Выделение России в самостоятельное государство обусловило необходимость сосредоточить внимание главным образом на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Волго-Уральского региона, Северного Кавказа, Восточной Сибири.

Залежи углеводородов в природном состоянии

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида – изверженные и осадочные.

Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

Осадочные породы образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами.

Все горные породы имеют поры – свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Но промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах – песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности. Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными (газовыми) пластами или горизонтами.

Рис. 1. Принципиальная схема пластового резервуара.

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представленных известняково-доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было установлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного стратиграфического возраста. Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резервуар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам независимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его пород. Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. Однородные массивные резервуары сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (рис.2а).

Рис. 2а. Схема однородного массивного резервуара.

2. Неоднородные массивные резервуары толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется. Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород (рис.2б).

Рис. 2б. Схема неоднородного массивного резервуара

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (рис. 3).

В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распространяющимся на сколько-нибудь значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород.

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

- наличие проницаемых горных пород (коллекторов),

- непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек),

- пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке)

Ловушка -часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

Структурная (сводовая) образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая сформированная в результате эрозии пластов-коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Типы залежей: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым.

Месторождение имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По начальному фазовому состоянию, и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые (состоящие более чем на 90% из метана) или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные;

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза конденсат.

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть (рис.6).

Рис. 6. Классификация залежей по фазовым состояним углеводородов

По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:

- простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которые характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

- сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;

- очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков.

К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.

Нефть и нефтяной газ – это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

В зависимости от характера сцепления атомов углерода и водорода и их числа в молекуле одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие - в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11 - 14% водорода (Н) и 0,4-1% примесей - соединений, содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных условиях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Пары нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40 - 200 °С, бензиновые, 150 - 300 °С - керосиновые, 300-400 °С - соляровые, при 400 °С и выше - масляные..

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

- малосмолистые - содержание смол не более 18%;

- высокосмолистые - содержание смол более 35%.

- беспарафинистые - содержание парафина до 1%;

- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%;

- парафинистые - содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

- высокосернистые - содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического оборудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти, - вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1 м² между слоям и, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па*с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей - мПа*с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа*с.

Вязкость нефтей, добываемых в РФ, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа*с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа*с (0,1-0,2 Па*с) и более.

Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м²/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ_t, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см³ испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см³ воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содержится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН₄ и этана СгН₆ (относительная плотность - 1,038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан - СзН₈ (1,522) и бутан - С4Н10 (2,006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются па сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м³которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами определяются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от состояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным считается газ, молекулы которого не взаимодействуют друг с другом, в то время как в действительности молекулы реальных газов взаимодействуют между собой под влиянием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокращаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных газов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости — отношением объема реального газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа.

Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4- 10~⁵ до 1 • 10~⁵ Па^-1.

Со снижением давления до определенного значения начинает выделяться растворенный в нефти газ.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е перейдет в жидкость. для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Т.о. критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана ~ 4,7 МПа, а критическая температура минус 82,5⁰С.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, это количество газа (м³), из которого добывается 1м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25000 м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов. Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С. Молекулярная масса 90-160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см³/м³), средним (150-300 см³/м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных углеводородов в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

- состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

- фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре;

- возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

- фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см³/г (плотность льда 1,09 см³/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа.

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин.

Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем:

- закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

- повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата;

- снижения давления ниже давления разложения гидрата;

- термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно:

- резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние;

- постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи;

- высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. 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. При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

На практике всегда 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 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 падать, фонтанирование прекратиться.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:

- небольшой удаленности залежи от области питания;

- высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;

- отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;

- при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки:

- 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;

- 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;

- извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор ВНФ) может достигать 0,5-1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти до 0,6-0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.

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, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости.

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). 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. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,7.

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

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, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при вод

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: