Естественные режимы работы залежей

Кратко о главном

Пластовый объём отобранных флюидов всегда равен сумме расширения нефти, газа, воды и пор и объёма поступившей в залежь воды — это материальный баланс. Режим залежи показывает, какое слагаемое баланса главное.
Жидкости и порода сжимаются слабо: упругий режим выше давления насыщения даёт лишь несколько процентов запасов при быстром падении давления.
Газ сжимаем в десятки раз сильнее. При режиме растворённого газа энергии много, но подвижный газ обгоняет нефть и уходит в скважины: газовый фактор резко растёт, давление падает, нефтеотдача обычно 5–30 %.
Газовая шапка и водоносный горизонт давят на нефть снаружи и расходуют энергию экономнее: давление падает медленно, нефтеотдача обычно 20–40 % и 35–60 %. Водонапорный режим работает, только пока отбор не превышает приток воды.
Гравитационный режим медленный, но в мощных и крутопадающих пластах с хорошей вертикальной проницаемостью даёт высокую нефтеотдачу. Уплотнение слабых пород добавляет энергию ценой оседания поверхности.
Чистые режимы редки: обычно работают несколько механизмов, и их соотношение меняется во времени и с темпом отбора.

Ключевые соотношения

\frac{N_p}{N} = \frac{B_{oi}}{B_o}\,c_e\,(p_i - p)

нефтеотдача упругого режима, давление выше давления насыщения

c_e = \dfrac{S_o c_o + S_w c_w + c_f}{S_o}

эффективная сжимаемость нефтенасыщенной части пласта

\Delta V_g \approx V_g\,\dfrac{\Delta p}{p}

расширение газа при малом снижении давления, если $Z$ почти постоянен

\Delta W \approx (c_w + c_f)\,W\,\Delta p

упругий запас водоносного горизонта с поровым объёмом $W$

Где чаще всего ошибаются

Рассчитывать на упругий режим как на серьёзный источник добычи: выше давления насыщения извлекают обычно лишь несколько процентов запасов.
Судить о режиме по одному признаку: газовый фактор растёт и при газонапорном режиме, и при режиме растворённого газа, а различает их динамика давления.
Полагаться на водоносный горизонт, не зная его размеров и проводимости: до начала добычи их почти никогда не знают точно.
Держать отбор выше притока законтурной воды: давление опускается ниже давления насыщения, и к водонапорному режиму добавляется режим растворённого газа.
Путать режим работы залежи с режимом фильтрации — установившимся, псевдоустановившимся или неустановившимся.

После урока вы сможете

перечислить источники пластовой энергии и сравнить их вклад в расчёте на снижение давления на 1 МПа;
описать упругий режим, режим растворённого газа, газонапорный, водонапорный и гравитационный режимы и режим уплотнения;
оценить нефтеотдачу упругого режима и объяснить, почему она мала;
по динамике пластового давления, газового фактора и обводнённости определить преобладающий режим и назвать типичную для него нефтеотдачу;
объяснить, почему водонапорный режим чувствителен к темпу отбора и как это учитывают при разработке.

Откуда берётся пластовая энергия

Флюиды в пласте сжаты: пластовое давление составляет десятки мегапаскалей (Пластовое давление и температура). Когда скважина отбирает флюид, давление вокруг неё падает, и всё, что находится в пласте, немного расширяется — нефть с растворённым газом, связанная вода, газ и сама порода. Это расширение и выталкивает флюид к скважине. Другой путь — приток извне: вода из водоносного горизонта входит в залежь и занимает место отобранной нефти.

Количественно это выражает материальный баланс (material balance): пластовый объём отобранных нефти, газа и воды равен сумме расширений всех составляющих пласта и объёма поступившей воды. Режим залежи (drive mechanism) — это ответ на вопрос, какое слагаемое баланса главное.

СхемаИсточники пластовой энергии в одной залежи (схема, не в масштабе): 1 — расширение газовой шапки; 2 — выделение и расширение растворённого газа; 3 — расширение нефти и воды и уплотнение пор под весом вышележащих пород; 4 — приток воды из водоносного горизонта; 5 — гравитационное разделение: газ поднимается, нефть стекает вниз.

Сколько объёма высвобождает 1 м³ при снижении давления на 1 МПа

Что расширяется или сжимается: Недонасыщенная нефть
Сжимаемость, МПа⁻¹: $(0{,}7\text{–}3)\cdot10^{-3}$
Объём, л: 0,7–3

Что расширяется или сжимается: Пластовая вода
Сжимаемость, МПа⁻¹: около $0{,}45\cdot10^{-3}$
Объём, л: около 0,45

Что расширяется или сжимается: Поровое пространство сцементированной породы
Сжимаемость, МПа⁻¹: $(0{,}3\text{–}1{,}5)\cdot10^{-3}$
Объём, л: 0,3–1,5

Что расширяется или сжимается: Газ при 10–20 МПа
Сжимаемость, МПа⁻¹: около $1/p$ , то есть 0,05–0,1
Объём, л: 50–100

Что расширяется или сжимается	Сжимаемость, МПа⁻¹	Объём, л
Недонасыщенная нефть	$(0{,}7\text{–}3)\cdot10^{-3}$	0,7–3
Пластовая вода	около $0{,}45\cdot10^{-3}$	около 0,45
Поровое пространство сцементированной породы	$(0{,}3\text{–}1{,}5)\cdot10^{-3}$	0,3–1,5
Газ при 10–20 МПа	около $1/p$ , то есть 0,05–0,1	50–100

Для пор — уменьшение объёма пор на 1 м³ порового пространства. Ориентировочные значения; у рыхлых песков и высокопористого мела сжимаемость пор в разы больше. О сжимаемости подробнее — в уроке Режимы фильтрации.

Отсюда главное различие режимов. Жидкости и порода на каждый мегапаскаль сжимаются на сотые и десятые доли процента, газ — на проценты. Поэтому залежь без свободного газа и без водоносного горизонта быстро теряет давление, а газовая шапка или большой водоносный горизонт держат его долго.

Естественные режимы залежей нефти

Режим: Упругий
English: compressibility drive
Главный источник энергии: расширение недонасыщенной нефти, связанной воды и уменьшение объёма пор

Режим: Растворённого газа
English: solution gas drive
Главный источник энергии: выделение и расширение газа, растворённого в нефти

Режим: Газонапорный
English: gas cap drive
Главный источник энергии: расширение газовой шапки

Режим: Водонапорный
English: water drive
Главный источник энергии: приток воды из водоносного горизонта

Режим: Гравитационный
English: gravity drainage
Главный источник энергии: стекание нефти вниз под действием силы тяжести

Режим: Уплотнения
English: compaction drive
Главный источник энергии: необратимое уменьшение объёма пор слабой породы

Режим: Смешанный
English: combination drive
Главный источник энергии: несколько источников одновременно

Режим	English	Главный источник энергии
Упругий	compressibility drive	расширение недонасыщенной нефти, связанной воды и уменьшение объёма пор
Растворённого газа	solution gas drive	выделение и расширение газа, растворённого в нефти
Газонапорный	gas cap drive	расширение газовой шапки
Водонапорный	water drive	приток воды из водоносного горизонта
Гравитационный	gravity drainage	стекание нефти вниз под действием силы тяжести
Уплотнения	compaction drive	необратимое уменьшение объёма пор слабой породы
Смешанный	combination drive	несколько источников одновременно

Упругий режим и режим растворённого газа в англоязычной литературе часто объединяют под названием depletion drive — режим истощения: энергия берётся только из самой залежи.

Расчётный примерКакой источник даёт больше энергии

Исходные данные (условные)

Нефтяная часть залежи: поровый объём 16,0 млн м³, связанная вода 0,25; нефть — условная нефть урока Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты: $p_b$ = 18 МПа, $R_{sb}$ = 110 м³/м³, $B_{ob}$ = 1,35 м³/м³
Сжимаемости нефти выше $p_b$ , воды и пор: $1{,}6\cdot10^{-3}$ ; $0{,}45\cdot10^{-3}$ ; $0{,}8\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹
Свойства нефти при 17 МПа: $R_s$ = 104,5 м³/м³; $B_o$ = 1,335 м³/м³; $B_g = 0{,}00634$ м³/м³
Варианты: А — нефть недонасыщена; Б — давление снижается с 18 до 17 МПа; В — как Б, но есть газовая шапка объёмом 0,3 от нефтяной части; Г — нефтяную часть окружает водоносный горизонт с поровым объёмом в 10 раз больше

Решение

А. Упругий запас нефтяной части на 1 МПа: $V_p\,(S_oc_o + S_wc_w + c_f) = 16{,}0\cdot10^6\cdot2{,}1125\cdot10^{-3} = 33{,}8$ тыс. м³.
Б. Ниже давления насыщения из нефти выделяется газ. Дегазированной нефти в пласте $N = 12{,}0\cdot10^6/1{,}35 = 8{,}889$ млн м³; двухфазный объёмный коэффициент при 17 МПа $B_t = 1{,}335 + 0{,}00634\cdot(110 - 104{,}5) = 1{,}3699$ .
Прирост объёма нефти с выделившимся газом: $N\,(B_t - B_{ob}) = 176{,}6$ тыс. м³, да ещё 14,6 тыс. м³ от воды и пор, всего 191,2 тыс. м³ — в 5,7 раза больше, чем в варианте А.
В. Газовая шапка объёмом $0{,}3\cdot12{,}0 = 3{,}6$ млн м³ при снижении давления с 18 до 17 МПа расширяется (при постоянном $Z$ ) на $3{,}6\cdot10^6\cdot(18/17 - 1) = 211{,}8$ тыс. м³ — сверх того, что даёт нефтяная часть; это в 6,3 раза больше варианта А.
Г. Водоносный горизонт с поровым объёмом 160 млн м³: $(c_w + c_f)\,W\cdot1 = 1{,}25\cdot10^{-3}\cdot160\cdot10^6 = 200{,}0$ тыс. м³ — в 5,9 раза больше варианта А, если давление снизилось на 1 МПа во всём горизонте.

Ответ: Упругий запас недонасыщенной нефтяной части — около 33,8 тыс. м³ на 1 МПа; выделяющийся газ, газовая шапка и водоносный горизонт дают каждый примерно в шесть раз больше.

Что это значит. Энергии у растворённого газа почти столько же, сколько у газовой шапки, но расходуется она плохо: выделившийся газ, став подвижным, уходит к скважинам быстрее нефти и уносит энергию на поверхность. Газовая шапка и водоносный горизонт давят на нефть снаружи, через контакт, и работают экономнее — отсюда разница в нефтеотдаче. Водоносному горизонту к тому же нужно время: давление в нём снижается постепенно, начиная от контакта (Режимы фильтрации). Данные примера условные, коэффициент сверхсжимаемости газа принят постоянным.

Упругий режим: выше давления насыщения

Если нефть недонасыщена (недонасыщенная нефть), а водоносный горизонт мал или отделён от залежи разломами, единственный источник энергии — расширение нефти и связанной воды и уменьшение объёма пор при снижении давления. Это упругий режим (compressibility drive). Газ в пласте не выделяется, поэтому газовый фактор постоянен и равен начальному газосодержанию $R_{si}$ , а воды в продукции нет.

Нефтеотдача упругого режима

\frac{N_p}{N} = \frac{B_{oi}}{B_o}\,c_e\,(p_i - p),\qquad c_e = \frac{S_o c_o + S_w c_w + c_f}{S_o}

где:

$N_p$ накопленная добыча нефти в стандартных условиях, м³
$N$ геологические запасы нефти в стандартных условиях, м³
$B_{oi},\ B_o$ объёмные коэффициенты нефти при начальном и текущем давлении, м³/м³
$c_e$ эффективная сжимаемость, отнесённая к нефтенасыщенному объёму пор, 1/МПа
$p_i,\ p$ начальное и текущее пластовое давление, МПа
$S_o,\ S_w$ нефте- и водонасыщенность, $S_o = 1 - S_w$ , доли единицы
$c_o,\ c_w,\ c_f$ сжимаемость нефти, воды и пор, 1/МПа

Единицы: согласованные единицы давления и сжимаемости: МПа и 1/МПа или psi и 1/psi

Справедливо, если

давление выше давления насыщения, свободного газа нет, водоносный горизонт не работает;
сжимаемости постоянны в рассматриваемом диапазоне давлений;
давление одинаково по объёму залежи — материальный баланс «бака».

Пластовый объём добытой нефти $N_pB_o$ равен расширению нефтенасыщенной части пласта $NB_{oi}\,c_e\,\Delta p$ . Так как $c_e$ обычно $(2\text{–}4)\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹, снижение давления на 10 МПа даёт лишь 2–4 % запасов.

Расчётный примерСколько нефти даст упругий режим до давления насыщения

Исходные данные (условные)

Поровый объём; связанная вода: 16,0 млн м³; 0,25
Начальное давление; давление насыщения: 30 МПа; 18 МПа
Объёмные коэффициенты нефти: $B_{oi}$ = 1,324 при 30 МПа; $B_{ob}$ = 1,35 при 18 МПа
Сжимаемости воды и пор: $0{,}45\cdot10^{-3}$ и $0{,}8\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹

Решение

Нефти в пласте $16{,}0\cdot0{,}75 = 12{,}0$ млн м³, геологические запасы $N = 12{,}0/1{,}324 = 9{,}063$ млн м³ — как в уроке Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты.
Расширение нефти от 30 до 18 МПа: $N\,(B_{ob} - B_{oi}) = 9{,}063\cdot10^6\cdot0{,}026 = 235{,}6$ тыс. м³.
Расширение связанной воды: $V_pS_wc_w\,\Delta p = 16{,}0\cdot10^6\cdot0{,}25\cdot0{,}45\cdot10^{-3}\cdot12 = 21{,}6$ тыс. м³.
Уменьшение объёма пор: $V_pc_f\,\Delta p = 16{,}0\cdot10^6\cdot0{,}8\cdot10^{-3}\cdot12 = 153{,}6$ тыс. м³.
Всего 410,8 тыс. м³ пластового объёма; при давлении насыщения это $410{,}8/1{,}35 = 304$ тыс. м³ нефти в стандартных условиях, или 3,4 % запасов. Вклад воды и пор — 43 %.

Ответ: До давления насыщения упругий режим даст около 304 тыс. м³ нефти — 3,4 % геологических запасов.

Что это значит. Пластовое давление упало на 12 МПа — на 40 %, а извлечено лишь около трёх процентов нефти. Это типично для упругого режима: давление падает быстро, нефтеотдача мала. Почти половину энергии дали вода и поры, поэтому сжимаемость пород в таких расчётах обязательна. Дальше, если давление не поддерживать, залежь перейдёт на режим растворённого газа. Данные примера условные.

Упругий режим — первая стадия почти любой залежи с недонасыщенной нефтью. Пока он действует, в замкнутом блоке приток к скважинам после короткого неустановившегося периода становится псевдоустановившимся: давление снижается всюду с одной скоростью, пропорциональной отбору (Режимы фильтрации, Псевдоустановившийся приток и коэффициент формы).

Режим растворённого газа

Когда давление опускается ниже давления насыщения, из нефти выделяется газ. Сначала это отдельные неподвижные пузырьки, но их объём быстро растёт: газ сжимаем в десятки раз сильнее нефти. Расширение выделившегося газа вытесняет нефть к скважинам — это режим растворённого газа (solution gas drive, dissolved gas drive).

Энергии у этого механизма много (пример выше), но расходуется она неэкономно. Когда газонасыщенность превышает критическую — обычно несколько процентов объёма пор, — газ становится подвижным. Его вязкость в десятки раз меньше вязкости нефти, и он движется к скважинам быстрее нефти, унося с собой энергию. Свободный газ к тому же снижает относительную проницаемость для нефти (Относительная проницаемость), а нефть, потерявшая газ, становится вязче.

Как меняется газовый фактор

1
Выше давления насыщения
газ в пласте не выделяется, газовый фактор постоянен и равен начальному газосодержанию $R_{si}$ .
2
Сразу ниже давления насыщения
выделившийся газ ещё неподвижен и остаётся в пласте, а в скважину приходит нефть с меньшим газосодержанием — газовый фактор может немного снизиться.
3
Газ стал подвижным
свободный газ обгоняет нефть, газовый фактор быстро растёт и может в несколько раз превысить $R_{si}$ .
4
Поздняя стадия
газа в пласте остаётся мало, давление низкое, и тот же пластовый объём газа соответствует меньшему объёму на поверхности; газовый фактор проходит максимум и снижается.

Давление при этом режиме падает быстро и непрерывно, дебиты снижаются, и механизированная добыча нужна рано (Приток к скважине: диаграмма работы скважины). Воды в продукции почти нет. Нефтеотдача обычно 5–30 % геологических запасов — это ориентир, а не правило: она выше у маловязкой нефти в пластах с хорошей вертикальной проницаемостью, где газ может уходить вверх, а не к скважинам.

Если вертикальная проницаемость хорошая, часть газа поднимается к кровле и образует вторичную газовую шапку, которая дальше работает как обычная. Чтобы помочь этому, интервалы перфорации располагают ниже по разрезу, но не слишком близко к водонефтяному контакту, чтобы не подтянуть воду. Индикаторные кривые скважин при этом режиме изгибаются, и для них применяют уравнение Вогеля (Индикаторная кривая притока); прогноз давления и газового фактора по материальному балансу и кривым относительной проницаемости разобран в уроке Прогноз работы залежи с режимом растворённого газа.

Газонапорный режим

Если над нефтью с самого начала есть свободный газ — газовая шапка, нефть на газонефтяном контакте (ГНК) насыщена газом, и давление там равно давлению насыщения (Типы пластовых флюидов). При отборе газовая шапка расширяется, контакт опускается, и газ вытесняет нефть вниз, к скважинам. Это газонапорный режим (gas cap drive). Вблизи скважин давление опускается ниже давления насыщения, поэтому одновременно действует и режим растворённого газа.

Размер газовой шапки характеризуют отношением $m$ её пластового объёма к пластовому объёму нефти. Чем больше $m$ , тем медленнее падает давление: в примере выше шапка объёмом 0,3 от нефтяной части дала на каждый мегапаскаль в шесть с лишним раз больше энергии, чем упругий запас недонасыщенной нефти.

Газовый фактор сначала близок к газосодержанию и медленно растёт. Когда фронт газа доходит до интервала перфорации или к скважине прорывается конус газа (Конусообразование воды и газа), газовый фактор резко увеличивается, и скважину приходится ограничивать или переносить интервал. Поэтому скважины вскрывают нефтяную часть подальше от ГНК, но и не слишком близко к водонефтяному контакту (ВНК). Воды в продукции почти нет, фонтанный период скважин долгий, нефтеотдача обычно 20–40 %.

Режим чувствителен к темпу отбора. При медленном отборе сила тяжести удерживает газ над нефтью, и контакт опускается ровно; при быстром газ прорывается по высокопроницаемым прослоям и конусами, оставляя нефть позади.

Водонапорный режим

Если залежь соединена с большим водоносным горизонтом, вода при снижении давления входит в залежь и замещает отобранную нефть (приток законтурной воды). Чаще всего энергию даёт упругое расширение воды и пород самого водоносного горизонта — в отечественной классификации это упруговодонапорный режим. Реже горизонт получает питание извне, например выходит на поверхность, и давление на контакте почти не снижается — жёстководонапорный режим. Вместе их называют водонапорным режимом (water drive).

Краевая (законтурная) вода: вода подходит к залежи по пласту с крыльев структуры (edge water drive); характерно для сравнительно тонких пластов.
Подошвенная вода: залежь целиком подстилается водой (bottom water drive); характерно для мощных пластов, к скважинам подтягиваются конусы воды (Конусообразование воды и газа).

Сжимаемость воды и пор мала, поэтому водоносный горизонт должен быть огромным: в примере выше горизонт в десять раз больше нефтяной части дал на 1 МПа примерно столько же энергии, сколько газовая шапка в 0,3 её объёма. Не менее важна проводимость горизонта: вода должна успевать подходить к залежи. Возмущение давления распространяется по горизонту постепенно, поэтому приток воды отстаёт от снижения давления на контакте, и его рассчитывают по моделям неустановившейся фильтрации (Модели притока законтурной воды).

Признаки водонапорного режима: давление остаётся высоким или снижается медленно; газовый фактор постоянен, пока давление выше давления насыщения; вода в продукции появляется рано, и обводнённость (обводнённость) растёт. Добычу ограничивает не падение давления, а рост обводнённости: при почти постоянном отборе жидкости доля нефти в ней уменьшается. Скважины размещают повыше на структуре, чтобы оттянуть приход воды. Нефтеотдача обычно 35–60 %; в неоднородных пластах она ниже: вода прорывается по высокопроницаемым прослоям и оставляет нефть в плотных.

Расчётный примерПредельный отбор при водонапорном режиме

Исходные данные (условные)

Начальное давление на ВНК; давление насыщения: 25 МПа; 18 МПа
Приток воды (упрощённая модель): пропорционален снижению давления на контакте: $J_a\,(p_i - p)$ , коэффициент продуктивности водоносного горизонта $J_a$ = 350 м³/(сут·МПа) в пластовых условиях
Объёмный коэффициент нефти $B_o$: 1,33 м³/м³; воды в продукции пока нет

Решение

Давление перестаёт меняться, когда приток воды равен пластовому объёму отбора: $q_oB_o = J_a\,(p_i - p)$ .
Отбор 1000 м³/сут нефти требует снижения давления на $1000\cdot1{,}33/350 = 3{,}8$ МПа: давление держится на 21,2 МПа, выше давления насыщения.
Наибольший отбор, при котором давление не опускается ниже 18 МПа: $q_o = 350\cdot(25 - 18)/1{,}33 = 1842$ м³/сут.
При отборе 2500 м³/сут по той же формуле давление должно было бы опуститься до $25 - 2500\cdot1{,}33/350 = 15{,}5$ МПа — значит, раньше оно пройдёт давление насыщения, и в пласте начнёт выделяться газ.

Ответ: Водоносный горизонт удерживает давление выше давления насыщения только при отборе не больше 1842 м³/сут нефти.

Что это значит. Это и есть чувствительность водонапорного режима к темпу отбора: при слишком большом отборе давление падает, в пласте появляется свободный газ, газовый фактор растёт — залежь переходит на смешанный режим. Снижение отбора возвращает её к водонапорному. Модель с притоком, пропорциональным перепаду давления, — упрощение: реальный водоносный горизонт откликается с запаздыванием, и его параметры уточняют по истории разработки (Уточнение параметров водоносного горизонта по истории разработки). Данные примера условные.

Размер и проводимость водоносного горизонта до начала добычи почти никогда не известны: скважин в нём мало. Их уточняют по истории разработки — по тому, насколько давление в залежи отстаёт от расчёта без притока воды. Помогают и замеры давления по глубине опробователем пластов в новых скважинах (Замеры давления опробователем пластов на кабеле): они показывают, какие пропластки поддерживаются водой, а какие истощаются. Из-за этой неопределённости давление часто поддерживают закачкой воды с самого начала, не дожидаясь, пока проявится естественный водонапорный режим (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти).

Гравитационный режим и уплотнение пласта

Нефть тяжелее газа, вода тяжелее нефти. Если пласт мощный или круто наклонён и вертикальная проницаемость хорошая, фазы разделяются под действием силы тяжести: газ поднимается к кровле, нефть стекает вниз, к скважинам в пониженной части. Это гравитационный режим (gravity drainage). Он медленный: скорость стекания пропорциональна $k\,k_{ro}\,\Delta\rho\,g/\mu_o$ , где $\Delta\rho$ — разность плотностей нефти и газа, и падает вместе с относительной проницаемостью для нефти $k_{ro}$ . Зато нефть стекает, пока её насыщенность не станет очень малой, и нефтеотдача может быть высокой. Обычно этот режим проявляется на поздней стадии, когда другие источники энергии исчерпаны, и особенно эффективен в трещиноватых крутопадающих пластах и при медленном отборе.

При снижении пластового давления растёт эффективное напряжение — доля веса вышележащих пород, которую несёт скелет. Порода уплотняется, и уменьшение объёма пор выталкивает флюид. В прочных сцементированных породах этот вклад учтён сжимаемостью пор и невелик. В слабых — рыхлых песках, высокопористом меле — поры могут необратимо схлопываться, и режим уплотнения (compaction drive) даёт заметную долю пластовой энергии. Цена — оседание пласта и земной поверхности над ним, деформация обсадных колонн, а на море — опускание дна под основаниями платформ.

Как распознать режим залежи

Режим закладывают в проект ещё до начала добычи — по геологии и свойствам флюидов — и уточняют по первым годам разработки. Источники сведений:

Свойства флюидов и контакты. Насколько начальное давление выше давления насыщения, есть ли газовая шапка, каковы газосодержание и вязкость нефти (Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты).
Геология. Есть ли за контуром проницаемый водоносный горизонт, насколько он велик, не отделён ли разломами; мощность и наклон пласта, вертикальная проницаемость.
Давление. Замеры давления по глубине в новых скважинах, снижение среднего давления на единицу отбора, отклик законтурных наблюдательных скважин.
Добыча. Динамика газового фактора и обводнённости по скважинам и их положение на структуре.
Материальный баланс. Сопоставление отбора с расширением флюидов и пород показывает, нужен ли приток воды, чтобы объяснить давление, и какова доля каждого механизма (Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи, Линейная форма материального баланса (метод Хавлены–Одеха)).

Признаки основных режимов залежей нефти (ориентиры)

Режим: Упругий
Давление: падает быстро
Газовый фактор: постоянен, равен $R_{si}$
Вода: нет
КИН: единицы процентов

Режим: Растворённого газа
Давление: падает быстро
Газовый фактор: короткий спад, резкий рост, затем снижение
Вода: почти нет
КИН: 5–30 %

Режим: Газонапорный
Давление: падает медленно
Газовый фактор: медленно растёт, резко — при прорыве газа
Вода: почти нет
КИН: 20–40 %

Режим: Водонапорный
Давление: остаётся высоким
Газовый фактор: постоянен
Вода: появляется рано, растёт
КИН: 35–60 %

Режим	Давление	Газовый фактор	Вода	КИН
Упругий	падает быстро	постоянен, равен $R_{si}$	нет	единицы процентов
Растворённого газа	падает быстро	короткий спад, резкий рост, затем снижение	почти нет	5–30 %
Газонапорный	падает медленно	медленно растёт, резко — при прорыве газа	почти нет	20–40 %
Водонапорный	остаётся высоким	постоянен	появляется рано, растёт	35–60 %

КИН — коэффициент извлечения нефти. Диапазоны — ориентиры для естественных режимов без закачки; фактическое значение зависит от неоднородности пласта, вязкости нефти, плотности сетки и темпа отбора. У упругого режима — нефтеотдача до давления насыщения.

СхемаТипичная динамика пластового давления, газового фактора и обводнённости при режиме растворённого газа, газонапорном и водонапорном режимах (качественная схема, не в масштабе).

Смешанный режим (combination drive) — правило, а не исключение. Залежь с газовой шапкой и водоносным горизонтом получает энергию с двух сторон, и соотношение зависит от темпа отбора: чем быстрее отбор, тем меньше успевает дать вода. Режим меняется и во времени: упругий переходит в режим растворённого газа, водонапорный при высоких отборах дополняется им же, в конце разработки всё больше значит гравитация.

Газовые залежи

У газовых залежей режимов два: газовый — отбор за счёт расширения самого газа — и водонапорный. Газ сильно сжимаем, поэтому при газовом режиме обычно извлекают большую часть запасов, ориентировочно 70–90 %. Вода, наступающая на газ, защемляет его в порах при высоком давлении, и при активном водонапорном режиме газоотдача часто ниже — ориентировочно 50–70 %. Приток воды меняет и оценку запасов по падению давления (Материальный баланс газовой залежи).

Когда естественный режим малоэффективен, его дополняют: закачкой воды поддерживают давление и вытесняют нефть (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти), закачкой газа поддерживают газовую шапку (Вытеснение нефти газом). Выбор между этими вариантами — одно из главных решений проекта разработки, и опирается он на понимание естественного режима залежи.

Термины и обозначения

Упругий режим: отбор нефти за счёт расширения недонасыщенной нефти и связанной воды и уменьшения объёма пор выше давления насыщения.
Режим растворённого газа: нефть вытесняет газ, выделяющийся из неё ниже давления насыщения.
Газонапорный режим: нефть вытесняет расширяющаяся газовая шапка; $m$ — отношение пластового объёма шапки к пластовому объёму нефти.
Водонапорный режим: нефть замещает вода водоносного горизонта; упруговодонапорный — за счёт упругости горизонта, жёстководонапорный — при питании извне.
Гравитационный режим: нефть стекает к скважинам в пониженной части пласта под действием силы тяжести.
Режим уплотнения: флюид вытесняется необратимым уменьшением объёма пор слабой породы; сопровождается оседанием поверхности.
Вторичная газовая шапка: скопление газа у кровли, выделившегося из нефти при режиме растворённого газа.
Смешанный режим: одновременное действие нескольких источников энергии.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Давление в залежи высокое — значит, энергии хватит надолго».

На самом деле

Важно не само давление, а то, что расширяется при его снижении. Недонасыщенная нефть без газовой шапки и водоносного горизонта теряет давление быстро: снижение на 40 % в примере урока дало лишь около 3 % запасов.

Неверно

«Газовый фактор растёт — значит, работает газовая шапка».

На самом деле

Газовый фактор растёт и при режиме растворённого газа. Различают их по давлению (при газовой шапке оно падает медленнее), по положению скважин относительно контакта и по материальному балансу.

Неверно

«Водоносный горизонт поддержит давление при любом отборе».

На самом деле

Приток воды ограничен размерами и проводимостью горизонта. При отборе больше притока давление падает, и к водонапорному режиму добавляется режим растворённого газа.

Неверно

«Нефтеотдача режима растворённого газа мала, потому что у газа мало энергии».

На самом деле

Энергии много: в примере урока на мегапаскаль почти столько же, сколько у газовой шапки объёмом 0,3 от нефтяной части. Она расходуется неэкономно: подвижный газ обгоняет нефть и уходит в скважины.

Подробно: для продвинутых

Материальный баланс и доли механизмов

Все источники энергии сводит вместе общее уравнение материального баланса нефтяной залежи. В пластовых объёмах оно записывается так:

Общее уравнение материального баланса (пластовые объёмы)

\begin{aligned} N_p\big[B_t + (R_p - R_{si})B_g\big] + W_pB_w &= N\,(B_t - B_{ti}) + N m B_{ti}\left(\frac{B_g}{B_{gi}} - 1\right)\\ &+ N(1 + m)B_{ti}\,\frac{c_wS_w + c_f}{1 - S_w}\,\Delta p + W_e\end{aligned}

где:

$N_p,\ W_p$ накопленная добыча нефти и воды в стандартных условиях, м³
$R_p$ накопленный газовый фактор — весь добытый газ на кубометр добытой нефти, м³/м³
$B_t,\ B_{ti}$ двухфазный объёмный коэффициент при текущем и начальном давлении, $B_t = B_o + B_g(R_{si} - R_s)$ , м³/м³
$B_g,\ B_{gi},\ B_w$ объёмные коэффициенты газа при текущем и начальном давлении и воды (поверхностные объёмы — при 0,101325 МПа и 20 °C), м³/м³
$R_{si}$ начальное газосодержание нефти, м³/м³
$N$ геологические запасы нефти, м³
$m$ отношение начального пластового объёма газовой шапки к пластовому объёму нефти, —
$c_w,\ c_f,\ S_w$ сжимаемости воды и пор, водонасыщенность, 1/МПа, 1/МПа, —
$\Delta p$ снижение среднего пластового давления от начального, МПа
$W_e$ накопленный приток воды в пластовых условиях, м³

Единицы: согласованные единицы; объёмы — м³, газ — стандартные м³

Справедливо, если

залежь рассматривается как один «бак»: давление одинаково по объёму, фазы в равновесии;
свойства флюидов из PVT-исследований относятся к среднему давлению;
закачки нет; при закачке её объёмы добавляют к правой части.

Слева — пластовый объём всего отобранного. Справа по порядку: расширение нефти с растворённым и выделившимся газом, расширение газовой шапки, расширение связанной воды и уменьшение объёма пор во всей залежи, приток воды. Подробный вывод и применение — в уроках Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи и Линейная форма материального баланса (метод Хавлены–Одеха).

Если разделить каждое слагаемое правой части на пластовый объём отобранных нефти и газа, получатся индексы режимов (drive indices) — доли, которые дают расширение нефти, газовая шапка, упругость воды и пор и законтурная вода (за вычетом добытой воды). В сумме они равны единице. Индексы, рассчитанные по истории добычи, показывают, как меняется режим залежи во времени, и служат количественной проверкой качественных признаков из основного раздела.

Связь с другими темами

Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — газосодержание и объёмные коэффициенты, через которые рассчитывают расширение нефти и газа.
Пластовое давление и температура — начальное пластовое давление, градиенты и контакты — исходные данные для оценки режима.
Режимы фильтрации — режимы фильтрации — другое понятие; упругий режим в замкнутом блоке означает псевдоустановившийся приток.
Относительная проницаемость — почему свободный газ обгоняет нефть.
Индикаторная кривая притока — приток к скважине при режиме растворённого газа.
Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи — количественный баланс всех источников энергии.
Модели притока законтурной воды — как рассчитывают приток законтурной воды.
Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти — поддержание давления, когда естественной энергии не хватает.

Проверьте себя

1
Давление в залежи за два года снизилось с 28 до 19 МПа (давление насыщения 17 МПа), газовый фактор постоянен, воды в продукции нет, отобрано около 2,5 % запасов. Какой режим?
1. А.Упругий
2. Б.Водонапорный
3. В.Гравитационный
4. Г.Газонапорный
Показать ответ
Правильный ответ: А. Упругий
Быстрое падение давления при малом отборе, постоянный газовый фактор выше давления насыщения и отсутствие воды — признаки упругого режима. Скоро давление опустится ниже давления насыщения, и начнётся режим растворённого газа, если давление не поддерживать закачкой.
2
Почему при режиме растворённого газа нефтеотдача невелика, хотя выделяющийся газ даёт много энергии?
1. А.Газ повышает вязкость пластовой воды
2. Б.Газ растворяется обратно в нефти
3. В.Подвижный газ обгоняет нефть и уходит в скважины, а свободный газ снижает проницаемость для нефти
4. Г.Выделяющийся газ повышает давление в пласте
Показать ответ
Правильный ответ: В. Подвижный газ обгоняет нефть и уходит в скважины, а свободный газ снижает проницаемость для нефти
Вязкость газа в десятки раз меньше вязкости нефти. Став подвижным, газ течёт к скважинам быстрее нефти и уносит энергию на поверхность; одновременно свободный газ снижает относительную проницаемость для нефти, а дегазированная нефть становится вязче.
3
Недонасыщенная залежь: $c_e = 3\cdot10^{-3}$ МПа⁻¹, $B_{oi}$ = 1,25 м³/м³, при давлении насыщения $B_o$ = 1,27 м³/м³; начальное давление выше давления насыщения на 15 МПа. Какую долю запасов даст упругий режим?
Показать ответ
$N_p/N = (1{,}25/1{,}27)\cdot3\cdot10^{-3}\cdot15 = 0{,}984\cdot0{,}045 \approx 0{,}044$ — около 4,4 %. Даже при большом запасе давления над давлением насыщения упругий режим даёт лишь несколько процентов.
4
Отбор из залежи с активным водоносным горизонтом увеличили вдвое, и газовый фактор начал расти. Что происходит?
1. А.Прорвалась вода
2. Б.Из воды выделяется газ и образует вторичную газовую шапку
3. В.Отбор превысил приток воды, давление опустилось ниже давления насыщения, и заработал режим растворённого газа
4. Г.Ничего особенного: газовый фактор растёт всегда
Показать ответ
Правильный ответ: В. Отбор превысил приток воды, давление опустилось ниже давления насыщения, и заработал режим растворённого газа
Водонапорный режим чувствителен к темпу отбора. Если отбор больше притока воды, давление падает; ниже давления насыщения выделяется газ, и газовый фактор растёт. Снижение отбора возвращает залежь к водонапорному режиму.
5
Где вскрывать нефтяную часть пласта при газонапорном режиме и почему?
Показать ответ
В нижней части нефтенасыщенной толщи, подальше от газонефтяного контакта, чтобы как можно дольше не допустить прорыва газа из расширяющейся шапки, — но не слишком близко к водонефтяному контакту, чтобы не подтянуть конус воды. Темп отбора ограничивают, чтобы контакт опускался равномерно и газ не прорывался по высокопроницаемым прослоям.

Обновлено: 19 октября 2026 г.