Упругий режим

Условие упругого режима — превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже давления насыщения, нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор, соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.

Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени, уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5 - 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима - замкнуто-упругий режим.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном забойном давлении). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.

Слабая активность пластовых вод при этом режиме объясняется отсутствием хорошей гидродинамической связи между областью питания и нефтяной залежью, что также зависит от различных геологопромысловых факторов:

1. Значительного удаления нефтяных залежей от области питания;

2. Наличия фациальных замещений в пласте-коллекторе;

3. Наличия разрывных нарушений в пределах пласта;

4. Незначительной разницы в гипсометрических отметках области питания и нефтяной залежи;

5. Низкой фильтрационной характеристики пласта-коллектора (невысокие проницаемость, гидропроводность, подвижность, пьезопроводность).

Отборы нефти при упруговодонапорном режиме постоянно понижаются (рис. 2.4). Пластовое давление в залежи начинает снижаться с самого начала разработки, захватывая со временем все большую и большую площадь, образуя значительные воронки депрессии. Область понижения пластового давления распространяется даже на законтурную водоносную часть пласта. Вследствие снижения пластового давления начинают проявлять себя упругие силы, под воздействием которых находятся скелет породы, нефть, газ, вода.

В залежи за счет расширения перечисленных компонентов появляется дополнительное давление, под действием которого продвигается нефть к забоям скважин, а также перемещаются внешний и внутренний контуры нефтеносности по направлению к зоне отбора. Однако дополнительное давление, создаваемое упругими силами, довольно быстро расходуется на продвижение нефти к забоям скважин, на преодоление гидравлических сопротивлений. Поэтому пластовое давление быстро понижается и его величина зависит как от текущего, так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды (жидкости) из залежи.

Газовые факторы с начала разработки остаются постоянными, однако в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения могут быстро увеличиваться и достигать весьма высоких значений, в залежи начинает формироваться режим растворенного газа. За счет постоянного продвижения контурных и подошвенных вод наблюдается постепенное прогрессирующее обводнение продукции, причем темпы обводнения достигают максимальных значений на заключительном этапе разработки.

Таким образом, упруговодонапорный режим менее эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи здесь достигает лишь 0, 4 - 0, 7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки нефть добывается фонтанным способом, а в конце второй стадии скважины обычно переводятся на глубинно-насосную эксплуатацию. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов нефти в залежах с развитием упруговодонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.