1 стр. из 1

Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы. Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки.

Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.

Рис. 1. Кривые изменения газовых факторов известных режимов

На рис. 1 приведена закономерная зависимость F от известных режимов, а на рис. 2 - кривые изменения указанных зависимостей, построенные на основе фактических данных по залежам Апшеронского полуострова, Бакинского архипелага и Нижне-Куринского нефтеносного района Азербайджанской Республики, которые не характеризуются ни одним из ранее известных режимов.

Рис. 2. Фактические кривые изменения газового фактора

Несовпадение фактических кривых изменения F от h ряда залежей (рис. 2), а также многочисленные парадоксы, связанные с разработкой нефтяных залежей и эксплуатацией скважин, как увеличение h с увеличением темпа снижения пластового давления (Pпл.) и дегазации залежей, достижение высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (0,4-0,6) при их истощении на характерном режиме растворенного газа в нефти, увеличение пористости и проницаемости коллекторов, уменьшение вязкости нефтей в процессе разработки залежей, отсутствие интерференции скважин и эффективности проводимого воздействия в ряде залежей нефти и т.д. - до сих пор не нашли своего объяснения и научного подтверждения.

Рис. 3. Приток нефти на истощения из пористой среды

Все вышеперечисленные парадоксы и фактические кривые изменения F от h, не соответствующие общепринятым закономерностям, легко увязываются и объясняются режимом связанных газов залежей нефти.

Сущность режима состоит в том, что он основан на упругости газов, которые находятся в связанном виде вокруг частиц пористых пород в виде газовой оболочки. Определенное количество газа в растворенном виде может содержаться также на оболочке связанной воды или нефти вокруг частицы породы. При разработке залежей с режимом связанных газов, при снижении Pпл из-за упругого свойства газа расширяется газовая оболочка, что является основной силой, вытесняющей нефть из пористой среды.

Установлено, что количество связанных газов зависит от пористости пласта и силы притяжения (минералогического состава пород), а также от давления и температуры.

Для определения количества связанных газов и их влияния на коллекторские свойства породы под руководством академика А.Х.Мирзаджанзаде проводились эксперименты. Установлено, что проницаемость и объем пор образца в основном зависят от объема газа, адсорбированного породами.
В результате экспериментов установлено, что объем сорбционных газов в расчете на 1 куб.м порового объема возрастает с увеличением начального давления, а сорбционная способность пород с увеличением водонасыщенности (В) до 10% уменьшается, после чего с возрастанием В - повышается. Что касается способности пород коллекторов десорбировать газ, то с увеличением В до 10% она резко снижается, а дальнейшее увеличение В на процесс десорбции влияет незначительно.

Следует отметить результаты экспериментов, проводимых Э.Э.Рамазановой и М.С.Разамат, где было установлено, что при низких давлениях (1,2-1,5МПа) наблюдается интенсивная десорбция тяжелых компонентов газа.

Методика и результаты экспериментов

В данной работе приводятся данные экспериментов по созданию режима связанных газов и изучение их проявления в процессе разработки.

В экспериментальной установке была создана пористая среда как однородная линейная модель пласта, отвечающая всем требованиям как геолого-физических свойств пород, так и коллекторских свойств, по аналогии нефтеносным горизонтам ПК, КС и НКП свиты, широко распространенных на месторождениях Апшеронского полуострова, которые представлены более чем на 95% мелко- и среднезернистыми кварцевыми песками, цементированными (8-12%) карбонатами.

Экспериментальная установка состоит из колонки с пористой средой, газового баллона высокого давления, заполненного в основном метановым газом (92-94%) из месторождения Гум адасы, сепаратора, измерительного пресса высокого давления, чувствительной установки для замера газа, редуктора, регулирующего давление, образцовых манометров и заливочной установки. Пористая среда состоит из более чем 95% утрамбованного кварцевого песка (объем - 1750 скуб.м), заполненного слабым раствором (5%) извести.

Предварительно на слабом растворе извести были определены объемным методом пористость (m=0,30) и проницаемость (к=2,12*10-12 кв.м). Эксперименты проводились при комнатной температуре 16°С. Для сравнения результатов эксперимента опыты проводились с созданием в колонке газовой среды и без газовой среды.

Первый раз для создания в колонке газовой среды находящийся в ней слабый раствор извести вытеснили газом из газового баллона при давлении 0,5 МПа до полного прекращения выхода воды из колонки. Газом было вытеснено около 82% объема воды. Находящийся в колонке газ под давлением 0,5 МПа вытеснили нефтью, отобранной из скважины №1496 (горизонт VII) месторождения Локбатан-Пута-Кушхана. Плотность нефти при 20°С составила 892, 9 кг/куб.м, вязкость при температуре 43°С (пластовой температуры) - 11,8; 24°С - 46,4; 18°С - 56,4; 16°С - 60,0 мПа/с. Вытеснение проводилось при 0,5 МПа с помощью измерительного пресса высокого давления до полного прекращения выхода газа из колонки. Объемы нефти, входящие и выходящие из колонки, измерялись измерительным прессом и сепаратором.

При вытеснении газа нефтью была вытеснена и часть остаточной воды. Таким образом, остаточная вода в колонке составила около 25 скуб.м (5% пористового объема пласта), а нефть, находящаяся в колонке под давлением 0,5 МПа, - 425 скуб.м (около 81 % пористового объема).
При вытеснении воды газом замеры газа из-за большого объема не проводились, а при вытеснении газа нефтью следили за объемом газа, выходящего из колонки. Убедившись, что выход газа полностью прекращен при давлении 0,5 МПа, закрыли вентиль на обоих концах колонки. После этого при закрытом вентиле на входе открыли медленно вентиль на выходе. Из колонки вытекло 63 скуб.м нефти (15% объема нефти, находящейся в колонке). При помощи измерительного пресса закачали 63,5 скуб.м нефти и вновь в колонке создали давление 0,5 МПа. На этот раз выходной вентиль открыли резко - вытекло так же 63скуб.м нефти. Поступления газа в обоих случаях не наблюдалось.

При помощи измерительного пресса создали в колонке давление 1,0 МПа. При этом объем нефти в колонке составил 477 скуб.м, то есть на 52 скуб.м больше, чем при 0,5 МПа. При закрытом положении вентиля на входе открыли медленно вентиль на выходе. Из колонки протекло 72 скуб.м чистой нефти без газа и воды. Закачав 72скуб.м нефти обратно в колонку, вновь создали в ней давление 1,0 МПа. На этот раз выходной вентиль открыли сразу. Из колонки вытекло 73 скуб.м нефти и около 2 скуб.м газа. В дальнейшем, вытекающую из колонки нефть закачали обратно и создали в ней давление 1,2 и 1,5 МПа. При истощении из колонки вытекло 76 и 77 скуб.м нефти соответственно указанным давлениям.

В ходе экспериментов следили также за показаниями образцовых манометров. До прекращения выхода газа восстановление давления в колонке протекало медленно, а потом резко увеличивалось. При режиме истощения давления на входе и выходе оно сначала снижалось быстрыми темпами, потом очень медленно (на входе - после 0,3 МПа, выходе - 0,2 МПа). Причем, когда давление на выходе снизилось до нуля, на входе оно составило 0,10-0,12 МПа. На этом первый этап эксперимента был закончен. Второй этап эксперимента начался с замены пористой среды таким же составом и фракцией кварцевых песков (V=1750 скуб.м). Заполнили колонку слабым раствором извести. Определили пористость и проницаемость пористой среды - они оказались такими же, как в первый раз. Слабый раствор извести, находящейся в колонке, вытеснили при 0,5 МПа той же нефтью, из скважины №1496. Вытеснение продолжалось до полного прекращения воды. Однако было вытеснено всего 63% воды, находящейся в колонке. В колонке осталось 330 скуб.м нефти и 195 скуб.м воды. При помощи измерительного пресса создали в колонке 0,5; 1,0; 1,2 и 1,5 МПа давление. В процессе их истощения протекало каждый раз из колонки всего 20 скуб.м нефти (6% объема нефти, находящейся в колонке). Давление в колонке восстанавливалось очень быстро, а на режиме истощения - на выходе давление упало до нуля моментально.

Резюмируя, приходим к выводу:

1. При создании в колонке газовой среды при одинаковом давлении во всех случаях при истощении выходит значительно большее количество нефти, чем без газовой среды. Это объясняется только наличием режима связанных газов.

2. Без газовой среды на разных давлениях при истощении выхода одинакового количества нефти объясняется в низких давлениях очень незначительной сжимаемости жидкости и породы пласта.

3. При разработке нефтяных залежей режим связанных газов существенно влияет на темп падения Pпл., изменение фильтрационной характеристики пластов.

4. В залежах, характеризующихся режимом связанных газов, при увеличении темпа снижения давления расширение газовой оболочки является основной, а унесенная потоком жидкости часть связанных газов - дополнительной силой, вытесняющей нефть из пористой среды, что способствует увеличению нефтеизвлечения (в отличие от режима растворенного газа, где увеличение темпа снижения Рпл отрицательно влияет на h). В настоящее время на некоторых месторождениях Апшеронского полуострова залежи КС6 - Бинагады, КС2 - Чахнагляр, КС1+2, КС5+6, КС9-12 - Кала и т.д. несмотря на то, что процесс их разработки на истощение отличался характерным режимом растворенного газа, достигнут относительно высокий h (0,4-0,6), когда в связи с их режимом он не должен был превышать 0,20-0,25.

5. В процессе разработки, если создаются условия уноса части связанных газов, наблюдается увеличение пористости и проницаемости пластов, увеличение газового фактора и уменьшение вязкости нефтей. Примером могут служить залежи КС - Шабандаг, где в начальной стадии разработки проницаемость составила 112мД (протокол №7292 ГКЗ СССР от 17.03.1952г.), а в поздней стадии разработки - 202мД (протокол №8515 ГКЗ СССР от 16.05.1980 г.), а на месторождении Локбатан-Пута-Кушхана при значительном снижении Pпл. и дегазации нефтей существенного изменения вязкости нефтей не наблюдалось и независимо от местоположения скважин на структуре, они работали с высоким газовым фактором. Это объясняется, видимо, тем, что уменьшение растворенного в нефти газа компенсируется газом, унесенным из газовой оболочки и из состава которых выделяется легкая фракция нефти (частицы породы в основном притягивают тяжелые гомологи газа).

6. В залежах с указанным режимом если не создаются условия уноса части связанных газов, то в результате расширения газовой оболочки значительно снижаются пористость и проницаемость пласта, вследствие чего из-за отсутствия взаимовлияния при эксплуатации скважин образуются тупиковые и мертвые зоны ("целики нефти").

7. Научное и практическое значение проведенных исследований и экспериментов связано с тем, что все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, ранее не нашедшие своего объяснения и научного подтверждения, тесно увязываются с режимом связанных газов, что коренным образом изменяет существующие взгляды при выборе системы разработки нефтяных месторождений, методов воздействия на залежи, правильного представления о пластовой силе и структуре запасов газа (запасы свободного, растворенного и связанного).

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!