Режимы работы нефтяных залежей. Коэффициент нефтеотдачи. Режим работы залежей нефти


Режим работы нефтяных залежей — Мегаобучалка

Разработка-Это комплекс мероприятий направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Движение газа по пласту, создается:

  1. напором краевых вод (которые могут подливаться из других источников)
  2. энергией, которой обладает сжатая нефть, вода и уменьшающаяся порода
  3. напором газовой шапки
  4. энергией растворенного газа выделяющегося из нефти при снижении давления (давление насыщения)
  5. силой тяжести, действующей на жидкость

В зависимости от источника пластовой энергии различают 5-ть основных режимов работы залежи:

1. жестко водонапорный

2. упруго водонапорный

3. газонапорный

4.режим растворенного газа

5. гравитационный режим

1. Жестководонапорный режим – основной движущей силой служат краевые и подошвенные воды.

Проявляется тогда, когда законтурная водоносная система связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами. При этом режиме поры в которых содержались нефть или газ заполняются водой (идет полное замещение углеводородов пластовой водой), пластовое давление падает очень медленно, дебеты стабильно высокие. Эксплуатация скважины прекращается тогда, когда краевые воды достигают забоя скважин и вместо углеводородов начинает добываться вода. В результате неправильной разработки и эксплуатации может произойти обводнение скважин. Коэффициент нефтеотдачи равен 0,5 – 0,8 (50 – 80%) всего запаса нефти. Можно создавать искусственный водонапорный режим, т. е. закачивать воду в законтурную область залежи.

2. Упруговодонапорный режим – основной силой служит упругость пород коллекторов и насыщенность их жидкостью (горное давление). При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте снижается постепенно. Отличительная особенность этого режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтяного (границы водоносной части отстают от контура нефтеносности на 100 км и более). Коэффициент

нефтеотдачи 0,8 (80%)

3.Газонапорный режим – источником энергии для вытеснения нефти служит давление газа в газовой шапке. Чем больше размер шапки, тем дольше снижается давление. Нефть вытесняется напором расширенного газа в сводах залежи. НКТ опускают в нижнюю часть пласта. Существует угроза прорыва газа в следствии не соблюдения технологического режима работы скважины (быстрый отбор нефти). Коэффициент отдачи 0,4- 0,6 (40 – 60%)

 

4. Режим растворенного газа – основным источником энергии является давление газа растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, газовые пузырьки, вытесняют нефть. Коэффициент отдачи 0,15 – 0,3(15 – 30%).

Причина такой нефтеотдачи в том, что запасы газа истощаются на много раньше, чем успевает отобраться значительные объемы нефти.

5.Гравитационный режим– существует в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, и нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает под силой тяжести, и откачивается механическим способом.

 

В чистом виде не существует не один режим работы залежи, только в сочетании.

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

При разработке газовых месторождений имеют место 3 режима, отсутствуют гравитационный, и режим растворенного газа.

megaobuchalka.ru

Режимы работы нефтяной залежи. — КиберПедия

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки. Энергетическое состояние залежи - главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный; упругий; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные. Такое деление на режимы в "чистом виде" весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

Водонапорный режим.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта. Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта даже значительные отборы не приводят к существенному снижению пластового давления в залежи. В таких случаях режим работы залежи называют жестководонапорным,мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении всего периода разработки месторождения - наиболее характерные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи. При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появлению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие различия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородности коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит неравномерно. Поэтому и обводнение скважин наступает не сразу, а постепенно. В пластовых залежах с напором краевых вод (рис. 4.1-1) в первую очередь обводняются скважины, расположенные ближе к контуру нефтеносности, и лишь на последнем этапе разработки -скважины, находящиеся в сводовой части залежи. В таких условиях причиной опережающего обводнения может быть прорыв воды по отдельным высокопроницаемым интервалам пласта. Обводненность скважин нарастает по мере приближения контура нефтеносности, но даже после обводнения всей продуктивной толщины пласта в скважины еще долго поступает доотмываемая нефть. При достижении предельной обводненности продукции, делающей дальнейшую эксплуатацию скважин нерентабельной, их отключают. В массивных залежах с подошвенной водой, называемых еще водоплавающими (рис. 4.1-2), обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса подошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада давления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважины может наступить еще задолго до выработки основных запасов нефти. В гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, водонапорный режим разработки, если это экономически и технически оправдано, создают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Такой способ разработки месторождений, называемый искусственным заводнением или просто заводнением, получил широкое распространение у нас в стране и за рубежом. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды - энергия упругости; при уменьшении поступления воды и снижения давления ниже давления насыщения - энергия расширения растворенного газ.

Упругий режим.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамически изолированных залежах при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже давления насыщения, нефть находится в однофазном состоянии. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пониженного давления, ее часто называют областью упругого возмущения, распространяется и на законтурную часть пласта. 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 нефти (до 5-10 %). При большом объеме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значителен, что по эффективности и внешним проявлениям упругий режим разработки будет близок к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением нефти водой, двигающейся из законтурной области, низким темпом падения пластового давления, постоянством газового фактора и дебитов скважин.

Газонапорный режим.

Газонапорный режим связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой. Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью. При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того, дебиты скважин приходится ограничивать вследствие быстрого прорыва в них газа из газовой шапки. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий. При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается. Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти, когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.

Режим растворенного газа.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он практически не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув своего максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

Гравитационный режим.

При гравитационном режиме нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии относительно невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахтной добыче нефти. Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности: 1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части. Дебиты скважин небольшие и постоянные; 2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

cyberpedia.su

Понятие о разработке нефтяных и газовых месторождений. Природные режимы работы нефтяных и газовых залежей. Искусственные методы ППД.

Одной из главных целей разработки месторождения является извлечение максимального количества нефти из недр.

Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

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

 

Виды режимов работы нефтяных и газовых залежей:

- водонапорный (жестководонапорный) режим (рис. а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью этого режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

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 водонапорном 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. Коэффициент нефтеотдачи пласта при данном режиме – 0,5…0,8

 

Коэффициент нефтеотдачи пласта - это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

 

- газонапорный режим (или режим газовой шапки)(рис. б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Газ, действуя на поверхность газонефтяного контакта, создает давление в нефти, заполняющей поры продуктивного пласта. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,5…0,6.

 

- режим растворенного газа (газовый) (рис. в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи – самый низкий 0,2…0,4. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

 

- упруговодонапорный (упругий) режим основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Коэффициент нефтеотдачи пласта – может достигать 0,8.

 

- гравитационный режим (рис. г) проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,1 – 0,2.

 

- смешанный режим - если в нефтяной залежи одновременно действуют различные движущие силы.

 

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

 

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Искусственные методы поддержания пластового давления (ППД).

 

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты.

 

Искусственное ППД достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается, и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

cyberpedia.su

Режимы работы нефтяных залежей. Коэффициент нефтеотдачи

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Различают следующие режимы:

• водонапорный,

• упругий и упруговодонапорный,

• газонапорный или режим газовой шапки,

• газовый или режим растворенного газа,

• гравитационный,

• смешанный.

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный; При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более. Упругий (упруговодонапорный) режим -режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль. В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен.

Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более. Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как

прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую пупку) нагнетается с поверхности газ. что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи. Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен ОД-ОД.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

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

studlib.info

Режим работы нефтяных залежей - Технологии

Разработка-Это комплекс мероприятий направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Движение газа по пласту, создается:

  1. напором краевых вод (которые могут подливаться из других источников)
  2. энергией, которой обладает сжатая нефть, вода и уменьшающаяся порода
  3. напором газовой шапки
  4. энергией растворенного газа выделяющегося из нефти при снижении давления (давление насыщения)
  5. силой тяжести, действующей на жидкость

В зависимости от источника пластовой энергии различают 5-ть основных режимов работы залежи:

1. жестко водонапорный

2. упруго водонапорный

3. газонапорный

4.режим растворенного газа

5. гравитационный режим

1. Жестководонапорный режим – основной движущей силой служат краевые и подошвенные воды.

Проявляется тогда, когда законтурная водоносная система связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами. При этом режиме поры в которых содержались нефть или газ заполняются водой (идет полное замещение углеводородов пластовой водой), пластовое давление падает очень медленно, дебеты стабильно высокие. Эксплуатация скважины прекращается тогда, когда краевые воды достигают забоя скважин и вместо углеводородов начинает добываться вода. В результате неправильной разработки и эксплуатации может произойти обводнение скважин. Коэффициент нефтеотдачи равен 0,5 – 0,8 (50 – 80%) всего запаса нефти. Можно создавать искусственный водонапорный режим, т. е. закачивать воду в законтурную область залежи.

2. Упруговодонапорный режим – основной силой служит упругость пород коллекторов и насыщенность их жидкостью (горное давление). При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте снижается постепенно. Отличительная особенность этого режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтяного (границы водоносной части отстают от контура нефтеносности на 100 км и более). Коэффициент

нефтеотдачи 0,8 (80%)

3.Газонапорный режим – источником энергии для вытеснения нефти служит давление газа в газовой шапке. Чем больше размер шапки, тем дольше снижается давление. Нефть вытесняется напором расширенного газа в сводах залежи. НКТ опускают в нижнюю часть пласта. Существует угроза прорыва газа в следствии не соблюдения технологического режима работы скважины (быстрый отбор нефти). Коэффициент отдачи 0,4- 0,6 (40 – 60%)

4. Режим растворенного газа – основным источником энергии является давление газа растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, газовые пузырьки, вытесняют нефть. Коэффициент отдачи 0,15 – 0,3(15 – 30%).

Причина такой нефтеотдачи в том, что запасы газа истощаются на много раньше, чем успевает отобраться значительные объемы нефти.

5.Гравитационный режим– существует в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, и нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает под силой тяжести, и откачивается механическим способом.

В чистом виде не существует не один режим работы залежи, только в сочетании.

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

При разработке газовых месторождений имеют место 3 режима, отсутствуют гравитационный, и режим растворенного газа.

student2.ru