Определение и наиболее характерные проявления упругого режима

Поведение пласта в процессе разработки зависит как от искус­ственных методов воздействия на него, так и от множества есте­ственных факторов. Искусственные методы воздействия на пласт связаны с различными способами размещения и последователь­ностью ввода эксплуатационных и нагнетательных скважин, темпами добычи и закачки жидкости или газа в них, положением и размерами забоев скважин в продуктивном пласте, способами вскрытия пласта и обработки призабойной зоны и т.д.

К числу важнейших естественных факторов, влияющих на поведение (режим) пласта, относятся геологические особенности строения пласта, различные свойства складывающих его горных пород и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте — давление, температура и т.д.

Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки может происходить как за счет использования потенциальной энергии пласта в различных ее формах (см. ниже), так и за счет дополнительных внешних источников энергии. Дополнительные внешние источники энергии используются, например, при при­токе жидкости в пласт через естественные области его пита­ния и при искусственных методах поддержания давления путем закачки жидкости или газа в пласт.

Чтобы облегчить анализ и регулирование поведения пласта в процессе его разработки, вводится понятие о режиме пласта. Классификация режимов проводится на основе сопоставления важнейших форм пластовой энергии. В связи с понятием о режиме Учитываются следующие формы потенциальной энергии нефтегазоводоносного пласта: потенциальная энергия жидкости (нефти и воды, насыщающих пласт) в поле силы тяжести, потенциальная энергия сжатия (упругой деформации) жидкости, потенциальная энергия сжатия скопившегося свободного газа, потенциальная энергия сжатия пузырьков окклюдированного газа, выходящего из раствора при снижении давления; кроме того, учитывается и изменение потенциальной энергии упругого состояния самого пласта.

Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе раз­работки.

Форма пластовой энергии, которая окажется доминирующей в процессе разработки, зависит от сочетания множества пере­численных выше искусственных и естественных факторов, влия­ющих на поведение пласта. Применяя различные методы воздей­ствия на пласт, можно осуществлять его разработку при различ­ных режимах и изменять режим пласта во всей области разработки или на отдельных ее участках. Необходимо учитывать, что судить о всех особенностях поведения пласта только по одному назва­нию его режима, конечно, никак нельзя. Режим пласта опреде­ляет далеко не все, а лишь некоторые типовые и наиболее харак­терные особенности его поведения. Один и тот же режим (напри­мер, газонапорный, упругий или любой другой; см. дальше) может проявляться при разработке пластов с весьма различным геологическим строением, с различными физико-геологическими характеристиками, с различными системами расстановки скважин и темпами добычи жидкости из них и т.д. Иными словами, ука­зание режима пласта в процессе его разработки является необхо­димым, но далеко не достаточным для полной характеристики поведения пласта.

Как известно [33, 60, 65, 70, 93, 98, 191], до того как стали учитывать упругость жидкости и пласта, различали следующие четыре его режима: водонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа , гравитационный.

Будем называть режим пласта (или отдельного его уча­стка) упругим, если на поведении пласта в процессе его разра­ботки существенно сказывается упругость самого пласта и на­сыщающих его жидкостей — нефти и воды.

Для упругого режима следующий признак является основным: давление в напорном пласте должно быть выше давления на­сыщения, что обеспечивает однофазность фильтрационного потока. Действительно, допустим, что этот признак соблюден и в про­цессе разработки пускаются в эксплуатацию все новые и новые скважины. Тогда движение жидкости к каждой скважине начи­нается за счет использования потенциальной энергии упругой деформации жидкости и пласта сначала в ближайшей окрестности забоя, а затем во все более удаленных областях пласта. При снижении Пластового давления объем сжатой жидкости должен увеличиваться, а объем порового пространства сокращать­ся (последнее обстоятельство будет подробно объяснено дальше); это и способствует вытеснению жидкости из пласта в скважины. Хотя коэффициенты объемной упругой деформации жидкости и пласта очень малы, но очень велики объемы пласта и насыщаю­щей его жидкости. Кроме того, при разработке нефтеносных и глубоких артезианских пластов понижения давления в них бывают значительными и распространяются на большие области. Поэтому упругий запас жидкости в пласте, т. е. количество жидкости, которое при понижении давления извлекается из пласта за счет объемной упругости его и насыщающих его жидкостей, может быть весьма существенным. Если бы пласт и насыщающая его жидкость были абсолютно несжимаемыми, то не только упругий запас жидкости в пласте был бы равен нулю, но, и это самое главное, перераспределение давления в пласте происхо­дило бы мгновенно. Из теории упругости известно, что процессы объемной упругой деформации и связанные с ними процессы пере­распределения напряжений происходят в телах тем более быстро, чем меньше их коэффициенты объемной упругости. Хотя упру­гий пласт и насыщающая его упругая жидкость имеют, как уже упоминалось, очень малые коэффициенты объемной упругости, но процессы перераспределения давления в пласте происходят весьма длительно. Длительность перераспределения пластового давления объясняется своеобразием процесса фильтрации — той особой ролью, какую играют силы сопротивления при движении вязкой жидкости в пласте. Очень большое значение сил сопро­тивления в фильтрационном потоке связано с огромной удельной поверхностью стенок поровых каналов и с формой этих каналов.

Теория и промысловые наблюдения согласно убеждают в том, что неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления протекают тем более медленно, чем меньше проницае­мость пласта, чем больше вязкость, насыщающей его жидкости и чем больше коэффициенты объемной упругости жидкости и пласта.

Итак, следующие два взаимосвязанные проявления оказы­ваются весьма характерными при разработке пласта в условиях упругого режима.

1. Длительные процессы перераспределения пластового давле­ния после начала разработки и после каждого изменения темпа Добычи жидкости из пласта.

2. Извлечение упругого запаса жидкости из пласта при сниже­нии в нем давления и, наоборот, накопление упругого запаса жидкости в пласте при повышении в нем давления.

Все сказанное выше позволяет утверждать, что водонапор­ный режим пласта более правильно называть режимом упруго-водонапорным (или водонапорно-упругим). Последний термин совершенно законно получил широкое распространение. Возни­кает естественный вопрос: а как правильнее надо называть ре­жим, который на практике называют «жестко-водонапорным»? Допустим, что соблюден основной признак упругого режима (однофазность потока). Может случиться, что закачка воды через нагнетательные скважины или естественный приток краевой воды компенсируют отбор жидкости из разрабатываемой залежи. При этих условиях, начиная с некоторого момента времени, в залежи устанавливается практически постоянное распределе­ние давления, причем процесс движения жидкости в пласте ока­зывается установившимся. На рассматриваемой стадии разра­ботки режим пласта следует считать установившимся упруго-водонапорным. При установившемся движении жидкости в пласте упругие свойства жидкости и пласта заметно не проявляются; это дало повод соответствующий режим пласта на практике назы­вать «жестко-водонапорным». Конечно, такое название следует считать весьма условным. На самом деле надо помнить, что любая временная остановка, пуск или изменение дебита одной скважины, а тем более группы, скважин нарушают установив­шийся фильтрационный поток и вызывают характерные про­явления упруго-водонапорного режима. Установившийся упруго-водонапорный режим следует рассматривать как фазу или част­ный случай упруго-водонапорного режима, но отнюдь не как особый режим.

Если пластовая водонапорная система имеет небольшие раз­меры, или если вокруг небольшой залежи нефти проводится охва­тывающая ее батарея нагнетательных скважин, или, наконец, если большая залежь нефти разрезается нагнетательными бата­реями на небольшие участки, то перераспределение давления заканчивается практически столь быстро, что почти с самого начала процесс разработки пласта можно считать проходящим в условиях установившегося упруго-водонапорного (т. е. «жестко-водонапорного») режима. На практике с такими случаями при­ходится сталкиваться очень часто, однако это нисколько не ума­ляет значения общей теории упругого режима. Во-первых, только основываясь на общей теории упругого режима, оказывается воз­можным установить необходимость и эффективность проведения процесса поддержания пластового давления при помощи закон­турного или внутриконтурного заводнения. Во-вторых, во многих случаях начальное пластовое давление столь сильно превосходит давление насыщения и законтурная зона обладает столь интенсивным естественным напором краевых вод, что разработку место­рождения до самого конца удается вести в условиях упруго-водонапорного режима, не прибегая к искусственным методам воздействия на пласт (см. главу X). Наконец, в-третьих, сколь ли кратковременными оказываются периоды практически неустановившегося состояния давления в пласте, но нельзя не считаться с самим фактом существования этих периодов.

Хотя всякий водонапорный режим оказывается более пра­вильно называть режимом упруго-водонапорным, но надо учи­тывать, что не всякий упругий режим есть водонапорный.

Действительно, для упруго-водонапорного режима характерно, что потенциальная энергия пласта в законтурной области, окружающей разрабатываемую залежь нефти и с ней хорошо гидравлически связанной, намного превосходит потенциальную энергию пласта внутри залежи. Ради краткости речи здесь и в последующем изложении под потенциальной энергией пласта условимся подразумевать сумму потенциальной энергии упругой деформации жидкости и пласта и гравитационной потенциальной энергии жидкости. Чем больше размеры пластовой водонапорной системы и чем больше превышение гипсометрических отметок пла­ста на выходах (если они существуют) и в законтурной области по сравнению с гипсометрическими отметками пласта внутри залежи, тем больше потенциальная энергия пласта в законтурной области.

На практике, однако, приходится сталкиваться с разработ­кой пластов в иных условиях, не укладывающихся в рамки упруго-водонапорного режима. Встречаются залежи нефти, в ко­торых начальное пластовое давление значительно выше давле­ния насыщения, иногда оно даже аномально большое, но сами залежи нефти находятся в закрытых со всех сторон пластовых «ловушках». Именно по краям залежи нефти или на некотором сравнительно небольшом расстоянии от ее краев, т. е. в области, насыщенной краевой водой, продуктивный пласт либо выклини­вается, либо экранирован сбросом, либо перекрыт другим несог­ласно залегающим непроницаемым пластом. Допустим, что ника­кие методы искусственного поддержания пластового давления не применяются. В этих условиях режим пласта никак нельзя на­звать упруго-водонапорным, но в начальной стадии разработки режим пласта, несомненно, будет упругим; ради отличия этой разновидности упругого режима целесообразно присвоить осо­бое наименование.

Будем называть режим пласта в процессе разработки зам­кнуто-упругим, если соблюдаются следующие два условия: во-первых, при снижении пластового давления оно не опу­скается ниже давления насыщения; во-вторых, на движение жидкости в пласте расходуется ограниченный запас потен­циальной энергии сжатия жидкости и упругой деформации пласта в замкнутой области, непроницаемые границы которой совпадают или лишь немного превосходят границы залежи нефти .

Таким образом, приходится различать две разновидности упругого режима: режим водонапорно-упругий (или упруго-водо­напорный) и режим замкнуто-упругий.

Как выяснится в дальнейшем, в таком подразделении упругого режима имеется определенная условность, но все же оно предста­вляет известные удобства.

Для пояснения всего сказанного выше рассмотрим некоторые характерные примеры пластов, разработка которых велась в условиях упруго-водонапорного, либо замкнуто-упругого ре­жимов.

В девонских пластах Д₁ и Д₂ одного из крупнейших в СССР нефтяных месторождений [12, 34, 70, 97, 103, 169] — Туймазинского месторождения — начальное давление, приведенное к опре­деленной гипсометрической отметке, было равно 172 атм; оно почти на 80 атм превышало давление насыщения. Залежь нефти в каждом из пластов была со всех сторон окружена краевой водой, частично подстилающей залежь. На некоторых участках проницаемость пласта в законтурной зоне была хуже, чем внутри залежи, но все имевшиеся законтурные пьезометрические сква­жины реагировали на разработку залежей. Разработка залежи нефти на собственно Туймазинской площади привела к снижению пластового давления на граничащей с ней Александровской пло­щади и в небольшой степени даже на соседнем (на расстоянии более 20 км) — Бавлинском — нефтяном месторождении. Сопо­ставление различных данных привело к выводу, что крупные залежи нефти в девонских пластах Туймазинского месторожде­ния занимают относительно лишь небольшие участки огромной пластовой водонапорной системы. Следовательно, разработка пластов Д₁ и Д₂ была начата и в дальнейшем протекала в условиях ярко выраженного упруго-водонапорного режима. С самого начала разработки поведение пластов и отдельных скважин получало ясное объяснение только при учете упругих свойств воды, нефти и горной породы. В частности, именно на этой основе были объяснены взаимо­связанные факты постепенного развития эффекта взаимодей­ствия скважин, постепенного разрастания пьезометрической во­ронки депрессии внутри и вокруг области разработки и непре­рывного понижения (не только при увеличении темпа отбора нефти, но даже и при постоянных темпах отбора) средневзвешен­ного пластового давления внутри каждой из залежей нефти в пластах Д₁ и Д₂. Так, например, уже через 4 года после пуска первых скважин средневзвешенное пластовое давление в каждой из девонских залежей нефти Туймазинского месторождения сни­зилось более чем на 50 атм. Дальнейшее снижение давления в пластах Д₁ и Д₂ было предотвращено внедрением процесса законтурного заводнения, хотя темпы добычи нефти были значи­тельно увеличены. После освоения процесса закачки воды по всему кольцу вокруг внешнего контура нефтеносности каждого из пластов Д₁ и Д₂ пластовое давление на некоторых участках залежей нефти стабилизировалось, что указывало на достиже­ние условий установившегося упруго-водонапорного режима. На других участках залежей в зависимости от соотношений тем­пов закачки и отбора пластовое давление либо повышалось, либо временами понижалось. Однако вплоть до настоящего времени пластовое давление остается всюду выше давления насыщения Следовательно, и в современной стадии разработки в пластах Д₁ и Д₂ Туймазинского месторождения всюду соблюдены условия установившегося или неустановившегося упруго-водонапорного режима. Хотя природа режима и сохранилась, но поведение пластов по сравнению с начальной стадией разработки резко изменилось. За счет создания искусственного контура питания вдоль кольца нагнетательных скважин, т. е. за счет непрерыв­ного пополнения запаса внутренней энергии пласта, появилась возможность управлять поведением пластового давления и удер­живать его в нужном диапазоне;, при высоких темпах отбора нефти длительно сохраняется фонтанный (в основном) способ добычи нефти. Осуществленная система разработки Туймазинского нефтяного месторождения должна рассматриваться как большое дости­жение отечественной технологии нефтедобычи .

Следующие нефтяные месторождения, хотя они и существенно отличаются друг от друга по многим показателям, начали и пока продолжают разрабатываться в условиях упруго-водонапорного режима: Бавлинское и Ромашкинское месторождения в Татарии, Серафимовское, Леонидовское и Шкаповское в Башкирии, место­рождения в Жигулевских горах [39, 40, 169, 170] и Мухановское в Куйбышевской области, Гюргяны и Нефтяные Камни в Азербайджане, Ташкалинское в Грозненской области [120, 134, 142], Избаскент в Средней Азии и многие другие.

Наиболее известным примером из зарубежной практики является разработка в условиях упруго-водонапорного режима месторождения Восточный Тексас в США. Продолжающаяся более 25 лет разработка этого месторождения, из которого уже добыто более 1/2 млрд. т нефти, убеждает в том, что современная теория упругого режима очень хорошо согласуется с практикой (см. еще § 12 главы XII).

В условиях упруго-водонапорного режима разрабатывается и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений — Бурган в Кувейте (в районе Персидского залива). По этому месторож­дению начальное пластовое давление было 146 атм (на отметке, — 1200 м), давление насыщения 123 атм. Средняя проницаемость основных продуктивных пластов высокая: для IV пласта — более 3 дарси, для III пласта — колеблется в пределах 1—4 дарси. Коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях равен 1,5 сантипуаза. Все это способствует сравнительно очень быстрому темпу перераспределения пластового давления. Хорошая гидра­влическая связь залежей нефти с законтурной зоной и большие размеры пластовой водонапорной системы обеспечивают сохране­ние упруго-водонапорного режима при достигнутом темпе добычи— в конце 1956 г. из месторождения Бурган отбиралось более 180000 м³/сутки нефти.

В условиях замкнуто-упругого режима протекала начальная стадия разработки залежи нефти в известняках башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской области [7, 95], небольших рифовых залежей нефти месторождений Введеновка, Столяровка и других в Башкирии [102], нефтеносного горизонта 2 КГ Радченковского месторождения на Украине [96], XIII пласта месторождения Озек-Суат в Затеречной равнине [82] и т.д. Начальное пластовое давление во всех перечисленных залежах нефти выше давления насыщения , но все эти залежи оказываются практически запечатанными (замкнутыми).

Весьма характерным примером разработки большого место­рождения в условиях замкнуто-упругого режима может служить начальная стадия разработки нефтяного рифового месторождения Келли-Снайдер в Западном Тексасе с начальным геологическим запасом нефти, равным 460 млн. м³, и с площадью нефтеносности 20 000 га [199]. Начальное пластовое давление было равно 219 атм (на отметке — 1290 м), а давление насыщения 126 атм. Нулевая изопахита на некоторых участках почти в точности совпадала с границей залежи, а на других участках лишь немного от нее отступала; залежь нефти следует считать совершенно закрытой, ибо непроницаемая граница окружала ее со всех сторон. С самого начала разработки (1948 г.) этого месторождения пластовое давле­ние в нем быстро падало, но лишь через 4 года среднее пластовое давление опустилось до давления насыщения. Следовательно, в течение первых четырех лет разработки нефть из этого место­рождения добывалась только за счет ее собственной упругости и упругости пласта. В заключение необходимо отметить, что в гидрогеологических исследованиях часто не считаются с упру­гим режимом неглубоких артезианских пластов. Однако всегда необходимо проверить, в каких явлениях и до каких пределов допустимо пренебрегать упругими свойствами воды и пласта.