Особенности разработки залежи в условиях смешанного режима вытеснения газированной нефти газом

Часто в одном и том же пласте действует одновременно энер­гия растворенного газа, выделившегося из нефти, и напор кон­турных вод или напор газа газовой шапки. Иначе говоря, залежь разрабатывается при так называемом смешанном режиме. Раз­работка залежи при таком режиме может сопровождаться сниже­нием давлений на забоях эксплуатационных скважин и пластового ниже давления насыщения. При снижении давления ниже да­вления насыщения в нефтяной зоне развивается газовая фаза — образуется двухфазный поток.

Пластовое давление выше давления насыщения можно под­держивать либо за счет давления контурной воды, либо давления газа газовой шапки. В последнем случае образуются нефтегазовые залежи.

Нефтегазовые залежи целесообразно подразделить на два основных типа:

1) замкнутые залежи, в которых вследствие различных при­чин не проявляется активность пластовых вод и основным источ­ником природной энергии является растворенный в нефти газ и газ газовой шапки (этот тип залежей частично рассмотрен в главе XIII);

2) залежи с активной пластовой водой, из которых нефть добывается благодаря использованию упругой энергии закон­турной области при подчиненной роли растворенного газа и га­зовой шапки.

При разработке нефтегазовых залежей могут возникнуть различные варианты очередности извлечения запасов нефти и газа. Независимо от этого во всех случаях должно быть выпол­нено основное требование — достижение максимально возможных нефте- и газоотдачи при наилучших экономических показателях разработки всей залежи. Очередность разработки нефтяных и газовых зон, а также темпы отбора в каждом конкретном случае устанавливают с учетом особенностей продуктивного пласта. При вытеснении нефти газом, что происходит в процессе расширения газовой шапки, образование зон повышенного газонасыщения в нефтяном пласте создает благоприятные условия для прорыва газа по путям наименьшего сопротивления и для загазовывания целых участков. Извлечь из таких участков остав­шуюся нефть трудно или практически невозможно.

При отборе газа из залежи замкнутого типа пластовое давление понижается, а нефть устремляется в газовую шапку, насыщая часть порового пространства, до этого занимаемого газом. Приток нефти в газовую шапку происходит примерно так же, как и в экс­плуатационные скважины при режиме растворенного газа. Да­вление в газовой шапке понижается не как в чисто газовых, а медленнее вследствие внедрения нефти в газовую шапку и ухода из нее растворенного газа.

Среднее давление в нефтяной зоне практически равно давлению в газовой шапке р_гш. Приняв р = р_гш и зависимость нефтенасыщенности s_Н (p), соответствующей режиму растворен­ного газа, можно определить объем газированной нефти, который она займет в пластовых условиях при снижении давления в ре­зультате отбора газа

откуда объем газированной нефти, внедрившейся в газовую шапку,

где , _{Н i} — объемы порового пространства, занятые нефтью в начальный момент и в момент времени t_i; p₀, p_i — начальное и текущее давления в залежи; b_Н (p) — объемный коэффициент нефти.

Следовательно, если известен закон изменения давления, то сравнительно легко можно определить насыщенность нефтя­ной части залежи и ее новые границы на любой заданный момент времени.

Исходя из баланса нефти — см. формулу (XV.1) — и баланса газа с учетом проникновения его в газовую шапку, суммарный отбор газа из газовой шапки

С учетом условия о постоянстве емкости залежи

при заданном отборе газа, изменение давления за любой интервал времепи можно определить из соотношения

где — объем пористого пространства, занятый нефтью и газом, в м³; _{Г i} — объем пористого пространства, занятый газом в мо­мент времени t, в м³; q_Г — дебит газа, извлекаемого из газовой шапки, в м³/с.

После несложных расчетов можно определить изменения во времени давления, насыщенности, объема порового простран­ства, занятого нефтью и газом, а следовательно, зависимость этих параметров от количества добытого газа из газовой шапки.

Судя по соотношению (XV.2) в замкнутых залежах, объем нефти, внедрившейся в газовую шапку при неограниченном отборе газа, сравнительно невелик и ущерб, наносимый нефтяной зоне при опереженной разработке газовой шапки, определяется не проникновением нефти в газовую шапку, а резким ухудшением условий выработки запасов нефти при снижении пластового давления, когда используется только природная энергия пласта.

В залежах с активной пластовой водой характер фильтрации нефти и ее потери при опереженной разработке газовой шапки существенно отличаются от таких же показателей для замкнутой залежи. Если из такой залежи добывается газ; то, как и в замк­нутой залежи, будет наблюдаться снижение давления в газовой шапке и нефтяной зоне, что приведет к снижению давления в законтурной области и к внедрению воды в залежь. Хотя запасы нефти остаются постоянными, тем не менее степень их извлекаемости претерпевают значительные изменения, так как часть нефти останется в заводненной зоне, а часть переместится в газовую шапку.

Схематично этот процесс выглядит так: в начальный момент времени залежь заполнена нефтью и газом. Со снижением пласто­вого давления

Рис. XV.1. Изменение по­казателей разработки нефте­газовой залежи с активной пластовой водой и при не­ограниченном отборе газа из газовой шапки: s_H— нефтенасыщенность; Г — газовый фактор; — среднее давление в нефтяной зоне; р_Г— давление в газовой шапке; Q_B— количество вступившей в пласт воды

вследствие отбора газа начнется внедрение воды из законтурной области и перемещение водонефтяного и газонефтяного контактов. При определенном отборе газа водонефтяной контакт подойдет к первоначальному контуру газоносности, зона начальной нефтенасыщенности исчезнет и вся нефть разместится в заводненной области и в газовой шапке.

При дальнейшем отборе газа вода будет продвигаться в область, насыщен­ную нефтью, а нефть — в область, ра­нее занятую газом. Часть нефти, про­никшей в газовую шапку, останется в заводненной зоне. Если размеры газо­вой шапки значительные, то может на­ступить момент, когда вся нефть будет находиться только в виде остаточной в заводненной зоне. Естественно, что при этом пластовое давление непре­рывно снижается, но вследствие вне­дрения нефти в газовую шапку более замедленными темпами, чем в чисто газовой залежи (рис. XV.1).

Процесс фильтрации в этом случае будет характеризоваться в начальный момент выделением растворенного газа, снижением нефтенасыщенности, ростом газового фактора и затем — стабилизацией нефтенасыщенности и вытеснением газированной нефти.

Потери нефти в залежах с активной пластовой водой при не­ограниченном отборе газа будут складываться из количества нефти, оставшейся в заводненной зоне и проникшей в газовую шапку. Потери в первом случае можно объяснить внедрением воды при снижении пластового давления, так как нефть, оста­ющаяся в заводненной зоне, практически не извлекаема. Потери во втором случае характерны только для нефтегазовых залежей и зависят от условий выработки нефти, переместившейся в газо­вую шапку. Для залежей с активной пластовой водой в газовую шапку проникает значительно больший объем нефти, чем в зам­кнутых, и потери ее также будут значительными.

Для решения вопроса о наиболее рациональном порядке разработки нефтяной зоны должны быть известны возможные потери нефти при неограниченном отборе газа. В этом случае расчеты сводятся к подбору такого расхода воды из законтурной области, при котором давление в газовой шапке будет равно давлению, определенному с учетом потерь при фильтрации нефти

Здесь р_к — снижение давления на границе залежи при реали­зации упругой энергии законтурной области, определяемое по одной из методик упругого режима при переменном дебите; р_НВ — потери давления в водонефтяной зоне с учетом непол­ноты вытеснения нефти водой; р_Н — потери давления при филь­трации нефти в чисто нефтяной зоне.

Потери давления в водонефтяной зоне с учетом неполноты вытеснения нефти водой

где Q_b — расход воды из законтурной области в м³/с; — вяз­кость пластовой воды в Па • с; R_K —радиус окружности, соответ­ствующий внешней границе залежи, в м; R_B — текущее положение водонефтяного контакта в м; f (s_cp) — коэффициент добавочных сопротивлений при фильтрации нефти в переходной зоне.

Потери давления при фильтрации нефти в чисто нефтяной зоне

где — фиктивная вязкость нефти в Па*с; R_Г — текущее положение газонефтяного контакта в м.

С другой стороны, давление в газовой шапке

где Q_Г — суммарный отбор газа за время t в м³.

При расчетах до совпадения значений р_ГШ по формулам (XV.6) и (XV.9) можно определить давление в нефтяной зоне и газовой шапке и текущее положение контуров.

Если одновременно с отбором газа добывают нефть в коли­честве Q_Н то по уравнению (XV.8) потерю давления определяют при расходе, равном Q_B — Q_Н.

Зная количество нефти, оставшейся в заводненной зоне и пере­местившейся в газовую шапку, можно определить потери нефти при любом отборе газа из газовой шапки.

На основании данных о возможных потерях нефти, путем технико-экономического анализа, устанавливают допустимые по­тери и целесообразность продолжительности консервации запасов газа. Таким образом определяют рациональный вариант очеред­ности разработки нефтяной зоны и газовой шапки.

Иногда очередность выработки нефти и газа можно устана­вливать и без расчетных данных. Так, при наличии в данном месторождении газа или вблизи него газовых залежей с боль­шими запасами, очевидна целесообразность выработки сначала запасов нефти, а затем газа.