Гравітаційний режим

ГР проявляється тоді, коли в пласті діє тільки енергія напору нафти ( гравітаційні сили), а інші види енергії виснажились. Розрізняють такі різновиди ГР:

• ГР з рухомим контуром нафтоносності (напірно-гравітаційний), за якого нафта під дією власної ваги переміщується вниз за падіння крутозалеглогопласта і заповнює його понижені частини, дебіти свердловини невеликі і сталі

• ГР з нерухомим контуром нафтоносності ( з вільною поверхнею рідини), за якою рівень нафти розміщений нижче покрівлі горизонтально залеглого пласта, дебіти свердловин менші за дебіти при рухомому і з часом повільно зменшується.

Мішаний режим

Режими, за який можливе одночасне проявлення енергій розчиненого газу, пружності і напору води ті інших видів називається мішаним.

Серед них досить часто виділяють режим витіснення газованої нафти ( суміш нафти і вільного газу) водою у випадку зниження вибійного тиску нижче тиску насичення. Такий режим проходить у кілька фаз. Спочатку проявляється енергія пружності нафти і породи, потім додається енергія розширення розчиненого газу і далі енергія пружності і напору водоносної області.

Розрізняють режими з рухомими і нерухомими контурами нафтоносності. До перших відносяться ВНР, ГНР, НГР, МР. А до других ПР, РРГ та ГР з вільної поверхнею нафти.

Також ВНР, ГНР та МР називають режимами витіснення.

Обємний метод підрахунку запасів нафти і розчиненого газу

За допомогою обємного методу визначається маса нафти в нафто насиченому об’ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов.

Запаси нафти при цьому розраховують за формулою:

Площу нафто насиченості визначають за допомогою планіметра на обчисл. Планах, які представляють собою структурні карти покрівлі(підошви) продуктивного пласта з нанесеними на них всіма пробуреними свердловинами, контурами нафтоносності та межами категорії запасів.

Запаси розчиненого газу обчислюють так:

Нафтовилучення нафтових покладів Поняття коефіцієнта нафто вилучення та його складові частини

Нафтовилучення характеризує ступінь вилучення нафти із пластів. Це один із основних показників ефективності режиму роботи нафтових покладів. Нафтовилучення характеризується коефіцієнтом нафто вилучення.

Розрізняють кінцевий, поточний та проектний коефіцієнт нафто вилучення.

Поточний – це відношення видобутої із пластів кількості нафти на певну дату до балансових її запасів.

Поточне нафто вилучення зростає в часі по мірі вилучення нафти з пластів.

Кінцевий – це відношення видобувних запасів нафти за весь період розробки до балансових запасів.

Проектний відрізняється від кінцевого тим, що він обчислюється і планується в процесі підрахунку запасів нафти та проектування розробки родовища.

За статистичними промисловими даними та на основі експериментальних досліджень вважають, що коефіцієнт нафто вилучення в залежності від режимів розробки нафтових родовищ змінюється в наступних межах:

• ВНР(0,5-0,8)

• ГНР(0,1-0,4)

• РРГ(0,05-0,03)

• ГР(0,1-0,2)

Враховуючи фізичну суть процесу витіснення нафти та реальний рух рідини до системи свердловин, коефіцієнт нафто вилучення на напірних режимах подають як добуток коефіцієнта витіснення з пласта і охоплення пласта розробкою:

Коефіцієнт витіснення – це відношення об’єму нафти, який витіснений з області пласта, зайнятої робочим агентом(газом чи водою) до початкового вмісту нафти в цій області.

Коефіцієнт витіснення в основному залежить від кратності промивання(відношення об’єму закачаного робочого агенту до об’єму пор), а також від відношення коефіцієнта в’язкості нафти та в’язкості робочого агенту, коефіцієнту проникності, розподілу пор за розмірами та характеру змочуваності порід пласта. У гідрофільних високо проникних пористих середовищах за малої в’язкості нафти коефіцієнт витіснення нафти водою 0,8-0,9.

У мало проникних частково гідробізованих середовищах за підвищеної в’язкості нафти – 0,5-0,65; а у гідрофобних пластах з високою в’язкістю нафти – 0,25-0,4.

Разом з тим, у випадку витіснення нафти газом високого тиску, СО2, міцелярним розчином, тобто у випадку усунення істотного впливу капілярних сил, коефіцієнт витіснення більше 0,9.В цілому коефіцієнт витіснення з пористого середовища визначає ступінь заміщення нафти водою в пористому середовищі і виражається співвідношенням: