Упруговодонапорный режим

При этом режиме водоносная часть залежи очень большая И может простираться от контура нефтеносности на десятки И сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давле-

ния и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.

С целью недопущения перехода упруговодонапорного режима в режим растворенного газа осуществляют переход на искусственное воздействие на залежь путем поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или иного агента воздействия.

Необходимо отметить, что при снижении пластового давления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а перовые каналы сужаются. Так, объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000-1/2500 первоначального объема, объем нефти при том же снижении давления в зависимости от насыщенности нефти газом увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем горной породы при снижении пластового давления на 1 МПа - от 1/10000 до 1/50000 своей величины. Несмотря на то, что упругое расширение водонапорной системы при снижении давления в пласте очень мало, тем не менее оно играет значительную роль в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в процессе разработки залежи при упругом режиме принимают участие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие нефтяную залежь.

Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значительное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших значений (К_н =0,8).

Газонапорный режим

Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти.

Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным.

При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапорном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части земли, а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.

Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.

Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный и ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления.

Если расход энергии расширения газа не полностью компенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое снижение пластового давления и одновременно снижение дебитов нефти в нефтедобывающих скважинах.

Если пластовое давление снижается ниже давления насыщения, происходит быстрое увеличение газового фактора. Со временем, по мере вытеснения нефти из залежи и увеличения Площади газонефтяного контакта, а также с учетом того, что газ Имеет очень низкую вязкость в сравнении с нефтью, происходит Прорыв газа в нефтяные скважины. В этом случае добыча нефти Прекращается, но в залежи еще остается достаточно высокое содержание нефти.

С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного

газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого используется нефтяной газ, который выделяется из нефти на поверхность. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4-0,6.

Поиск по сайту: