ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

На протяжении геологического времени отмечается изменение состава нефтей и газов за счет окисления и перехода легких нефтей в тяжелые и битумы. При движении по разломам нефть может достигнуть земной поверхности, окислиться, превратиться в битум, как это произошло на Атабасском месторождении битумных песков в Канаде. Если на пути движения нефти встретятся ловушки, то могут появиться вторичные залежи нефти и газа в вышезалега-ющих горизонтах. Примером тому служат залежи нефти в отложениях мелового возраста на Мангышлаке. Однако полное разрушение залежей, особенно крупных типа Газли, происходит за несколько миллионов лет.

При эксплуатации залежи отмечаются следующие наиболее важные изменения: изменение давления в залежи и перераспределение его по площади; изменение нефтегазоводонасыщенности пласта; перемещение водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контуров; изменение физических и химических свойств извлекаемых из залежи нефти, газа и воды.

РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмывания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (свободного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое месторождение, дает объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений.

В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газонапорный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа;

5) гравитационный.

Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует несколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем эксплуатации, применяемых искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти. Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации.

• 1. Водонапорный режим. При данном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непрерывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи.
• 2. Упруговодонапорный режим. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы, поэтому упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. При данной фазе основными источниками энергии являются расширение вод, заключенных в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжимаемости соответственно жидкости и пласта.

В связи с этим при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от Р₀ до Р.

Наиболее эффективно упруговодонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания и в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруговодонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение динамического давления. При этом режиме пластовое давления тесно связано с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

• 3. Газонапорный режим. По мере отбора нефти из нефтяной залежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из «газовой шапки» вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из «газовой шапки» к забоям эксплуатационных скважин газовые факторы резко возрастают и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии «газовой шапки» нефтяную залежь окаймляют напорные контурные воды, то в период эксплуатации преобладает газ как источник энергии. Но при непрерывном снижении пластового давления в «газовой шапке» наступает момент, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в «газовую шапку». Этого нельзя допускать, так как много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков «газовой шапки».
• 4. Режим растворенного газа. При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выделении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно оно незначительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются постоянной мощностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемостью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных залежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Данный переход возможен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффициентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворенного газа и газонапорные. Если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной площади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуроченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруговодонапорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она удалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим перейдет в режим растворенного газа.

• 5. Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как правило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:
  • • на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;
  • • на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, который наблюдается в пологозалегающих пластах с плохими коллекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограниченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, возможны только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.