Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис.7.11. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.



Рис.7.11. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме: а  изменение объема залежи в процессе разработки; б  динамика годовых отборов нефти q_н,: 1 – 3  последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти  с учетом коэффициента извл ечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти  единицы кубометров в 1 м³.

При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.


Сравнительный анализ режимов
Геологические условия оказывают значительное влияние на возможность создания того или иного режима пласта, а также определяют характер проявления режима пласта.
Особенное влияние на характер режима пласта и его эффективность оказывают проницаемость и угол наклона пласта, расстояние до выхода пласта на дневную поверхность, структура норового пласта и начальная нефте-, газо- и водонасыщенность пласта, а также вязкость нефти и пла­стовой воды.
Хорошая проницаемость пласта и малая вязкость нефти являются основными факторами, способствующими развитию напорных режимов; водонапорного, упруговодонапорного и газонапорного.
Когда залежь нефти расположена недалеко от выхода пласта на днев­ную поверхность, где происходит полноценное питание пласта атмосфер­ными и поверхностными водами создаются условия, благоприятствующие развитию водонапорного режима. Когда залежь нефти удалена на сотни километров от выхода пласта на дневную поверхность создаются условия, способствующие развитию упруго-водо­напорного режима.
При усиленном отборе жидкости, приводящем к понижению давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом, при хорошей проница­емости пласта возможен переход как к газонапорному режиму, так и к ре­жиму растворенного газа. Газонапорный режим развивается в том случае, когда выделившиеся пузырьки газа мигрируют преимущественно в повы­шенную часть пласта, образуя там газовую шапку. Такому перемещению пузырьков газа по пласту способствуют достаточно крутой угол наклона пласта и малая вязкость нефти. При незначительном угле наклона пластов пузырьки газа перемещаются к забоям ближайших скважин, что и опре­деляет преимущественное развитие режима растворенного газа.
После истощения энергии газа режим переходит в гравитационный, причем при наличии крутого угла падения пласта развивается напорно-­гравитационный режим, а при очень пологих углах — гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.
Невысокая проницаемость пласта и большая вязкость нефти сильно увеличивают сопротивление движению, что не позволяет развиться какому-либо напорному режиму. Поэтому в таких пластах с самого начала эксплуатации развивается режим растворенного газа в чистом виде, а после истощения энергии газа режим переходит в гравитационный со свободным зеркалом нефти.
Обычно эффективность режима пластов определяют по величине конечного коэффициента нефтеотдачи. Наибольшим конечным коэффи­циентом нефтеотдачи характеризуются режимы, связанные с активным продвижением краевых вод (водонапорным и упруго-водонапорным), и наименьшим — режим растворенного газа. Высокая нефтеотдача, дости­гаемая при водонапорных режимах, обусловлена более эффективным вытеснением нефти водой по сравнению с вытеснением нефти газом.
В зависимости от коллекторских свойств пласта и его неоднородности в лабораторных условиях конечный коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,65  0,80.
Пласты с нефтью, имеющей малую вязкость, характеризуются наибольшим коэффициентом нефтеотдачи, доходящим до 0,3, причем для вязких нефтей чем больше объемный коэффициент растворимости газа и меньше коэффициент усадки, тем больше коэффи­циент нефтеотдачи.
При газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется от 0,4 до 0,6. Более высокий коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме по сравнению с режимом растворенного газа обусловлен более экономным расходом энергии газа. Высокая нефтеотдача объясняется тем, что часть нефти вытесняется дополнительно краевыми водами, т. е. газонапорный режим обычно является смешанным режимом с одновременным движением газо­вой шапки и краевых вод.
Ранее в процессе разработки нефтяных месторождений происходила, как правило, смена режима пластов, причем более эффективные режимы постепенно заменялись менее эффективными.
Основной причиной смены режима является понижение давления в нефтяной залежи вследствие недостаточного запаса энергии. В результате смены режимов общая эффективность разработки многих нефтяных месторождений находилась на низком уровне.
В настоящее время для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений очень широко применяют ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды и газа. Благодаря непрерывному пополнению энергии давление в пласте поддерживается на высоком уровне что позволяет иногда не только предотвратить смену режима на худший но и перевести пласт на наиболее эффективные режимы вытеснения нефти водой.
Повышение эффективности разработки сказывается не только в увеличении коэффициента нефтеотдачи, но и в повышении ряда других важных показателей. Так, благодаря высокому давлению обеспечиваются высокие дебиты скважин, что позволяет разрабатывать нефтяные залежи меньшим количеством скважин и сильно сокращать сроки разработки. Благодаря высокому давлению появляется возможность получить основную часть добычи наиболее дешевым фонтанным способом.
Достигаемая конечная нефтеотдача при режиме вытеснения нефти водой близка к нефтеотдаче при водонапорном режиме.
При вытеснении газированной нефти водой действует тот же эффек­тивный механизм вытеснения нефти водой. Но вместе с этим имеется и отличие, заключающееся в замещении части остаточной нефти так назы­ваемым запечатанным газом, что дополнительно повышает конечную нефтеотдачу по сравнению с режимом вытеснения нефти водой.
Достигаемая конечная нефтеотдача при режиме вытеснения нефти газом находится в тесной зависимости от состояния истощения залежи к моменту организации закачки газа. Чем больше истощена залежь нефти (т. е. чем больше снижено давление и увеличена газонасыщенность), тем хуже результаты.
Наилучшие результаты получают, когда закачку газа осуществляют при пластовом давлении выше давления насыщения не менее чем на 10% и одновременно используют гравитационные силы, стремящиеся пере­местить нефть в пониженную часть залежи, т. е. при закачке газа в повы­шенную часть залежи. В этом случае конечный коэффициент может достигать 0,51 при достаточно продолжи­тельной закачке газа (порядка 8  9 объемов газа).