Упруговодонапорный режим.
Характерным признаком является значительное падение давления в течении начального периода. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления снижается, но само падение продолжается. Это объясняется тем, что с течением времени зона пониженного давления охватывает все меньшие площади. Дебиты падают сначала резко, потом более умеренно (это при условии постоянного давления на забое). Газовый фактор остается постоянным до тех пор, пока давление не упадет ниже давления насыщения.
Упругие свойства пласта проявляются в том, что всякое изменение давления передается по пласту с некоторой скоростью, которая выражается через коэффициент пьезопроводности, который зависит от физических свойств жидкости и пласта:
Н=
- вязкость, k - коэффициент проницаемости, m - пористость,
ж - коэффициент сжимаемости жидкости, n - коэффициент сжимаемости пород, х - коэффициент упругости пласта.
Отличительные особенности режима:
1) темп добычи нефти во второй стадии разработки обычно не превышает 5-7% в год;
2) добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме;
3) значения конечного КИН не превышают 0,5-0,55.
Залежи с подобным режимом имеют место на Северном Кавказе, в Восточной Украине.
Газонапорный режим
Это режим газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения обычно близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки в пласте начинается выделение из нефти растворенного газа.
Необходимыми геологическими условиями проявления газонапорного режима являются:
1) наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти,
2) значительная высота нефтяной части залежи,
3) высокая проницаемость пласта по вертикали,
4) малая вязкость нефти.
При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. КИН при этом режиме не превышает 0,4-0,5, что объясняется пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с водой. В чистом виде газонапорный режим отмечается на месторождениях Азербайджана, Западной Украины, Краснодарском крае.
Режим растворенного газа.
Это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ расширяясь вытесняет нефть к скважинам. Режим проявляется при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения при повышенном газосодержании в пластовой нефти.
При режиме растворенного газа пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Газовый фактор первоначально остается постоянным, а в последующем снижается, что приводит к дегазации нефти, существенно повышает ее вязкость.
Вторая стадия разработки кратковременна - не превышает 1 года. Для данного режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно. Конечный КИН не превышает 0,2-0,3.
Месторождения с подобным режимом отмечаются в целом ряде регионов Азербайджана, Северного Кавказа, Западной Украины, Сахалина.