Понятие о контурах нефтеносности и водонефтяной зоны залежей

Принято выделять внутренний и внешний контуры нефтеносности (рис. 1.2).

Внешний контур нефтеносности образуется в результате пересечения поверхности ВНК с кровлей нефтеносного пласта. Аналогично внутренний контур нефтеносности обусловливается пересечением поверхности ВНК с подошвой продуктивного пласта.

Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтегазоносности

Рис. 1.2. Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтегазоносности: 1 - нефтеносная часть пласта; 2 - водонефтяная часть пласта;

3 - водоносная часть пласта; 4 - линия профиля

Таким образом, внутренний и внешний контуры нефтеносности отделены поверхностями кровли и подошвы практически непроницаемых, обычно глинистых пластов. Площадь пласта, ограниченная внутренним контуром нефтеносности, полностью нефтеносна. Между внутренним и внешним контурами нефтеносности выделяется водонефтяная зона. На платформенных месторождениях водонефтяная зона составляет 1,5-3 км, иногда 5-6 км. В связи с этим, водонефтяная зона занимает большую территорию и содержит значительные запасы нефти. Следует отметить, что резкой границы между нефтеносной и водоносной зонами также не существует. За условным идеальным внешним контуром нефтеносности в кровельной части коллекторов всегда содержится непромышленная нефть в количестве до 30-40 %, а иногда и более.

Режимы разработки нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин, т. е. к точкам наиболее низкого давления, осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии. За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных - естественных факторов:

  • • наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;
  • • запаса упругой энергии в пластовой системе;
  • • содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;
  • • наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;
  • • гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от человеческого вмешательства. Одни из этих факторов могут играть определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

  • 1) водонапорный (естественный и искусственный),
  • 2) упругий,
  • 3) газонапорный (режим газовой шапки),
  • 4) режим растворенного газа,
  • 5) гравитационный.

Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >