1. водонапорный;

2. упруговодонапорный;

3. газонапорный (режим газовой шапки);

4. Режим растворенного газа;

5. Гравитационный режим.

В газовых и газоконденсатных залежах источником энергии является давление, под которым газ находится, и напор краевых пластовых вод.

Выделяются два режима:

1. газовый;

2. газоупруговодонапорный.

Прежде, чем перейти к характеристике каждого из режимов, необходимо ознакомиться с понятием – стадии разработки залежи.

Весь период разработки нефтяных залежей делится на 4 стадии.

Первая стадия – это период освоения эксплуатационного объекта, характеризующийся ростом годовой добычи нефти выходом на стабильный максимальный уровень добычи. На этой стадии разбуривается и вводится в эксплуатацию основной фонд скважин, осваивается система заводнения пласта. Обводненность продукции на первой стадии минимальна.

Вторая стадия – стадия сохранения максимального уровня добычи. Характеризуется нарастанием обводненности продукции и переводом части или почти всего фонда скважин с фонтанного на механизированный способ добычи.

Третья стадия – это период резкого падения добычи нефти (до 2 – 3 % в год), характеризуется быстрым ростом обводненности, переходом всего фонда скважин на механизированный способ добычи. К концу третьей стадии извлекается до 80 – 90 % извлекаемых запасов нефти, производится форсированный отбор жидкости, усиливается система заводнения. Обводненность продукции в конце стадии достигает 90 %.

Четвертая стадия – стадия завершения разработки объекта. Характеризуется дальнейшим медленным снижением добычи нефти, медленным ростом обводненности, сокращением фонда добывающих скважин из-за их полного обводнения.

Графическое изображение стадий разработки залежи приведено на рисунке 17.

Рисунок 17 – Стадии разработки (I-IV) нефтяного месторождения (по М.М. Ивановой)

5.2 Режимы нефтяных залежей

5.2.1 Водонапорный режим нефтяной залежи

При водонапорном режиме основным видом энергии пласта является напор краевых вод, которые двигают всю массу нефти в залежи к забоям добывающих скважин. При этом объем залежи постепенно сокращается за счет замещения добытой нефти пластовой водой.

В полную силу режим проявляется в инфильтрационных водонапорных системах, имеющих область питания на более высоких гипсометрических отметках, чем область разгрузки. Элизионная водонапорная система встречается редко, движение воды происходит из области глубокого залегания пласта в повышенные области под действием упругих сил породы. Схема бассейна подземных вод приведена на рисунке 18.

Геологические условия благоприятные для проявления водонапорного режима залежи:

1. хорошая гидродинамическая связь залежи с законтурной областью;

2. высокая проницаемость пласта;

3. относительно однородное строение пласта-коллектора, как в продуктивной нефтяной зоне, так и за контуром нефтеносности;

4. отсутствие тектонических нарушений и других барьеров на путях движения нефти и воды;

5. низкая вязкость нефти;

6. сравнительно небольшие размеры залежи (не более 2 – 3 км);

7. большая разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, что обеспечивает однофазность пластовой нефти в течение всего периода разработки.

А – бассейн подземных вод; Б – суббассейн грунтовых вод; В – массив трещинных вод.

Природные водонапорные системы: а – инфильтрационная; б – элизионная; в – ложе бассейна.

Условные обозначения: 1 – магматические породы; 2 – породы-коллекторы; 3 – водоупоры; 4 – системы трещин в магматических породах; 5 – метаморфические породы; 6 – тектонические нарушения; 7 – направление движения подземных вод; 8 и 9 – области питания и разгрузки.

Рисунок 18 – Схема бассейна подземных и массива трещинных вод

График основных показателей разработки залежи в течение всех четырех стадий приведен на рисунке 19.

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки.

Условные обозначения: 1 – интервалы перфорации; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – направление движения воды в нефти; положение ВНК: ВНК_нач. – начальное; ВНК_тек. – текущее; ВНК_к.– конечное; 8 и 9 – области питания и разгрузки; давление: Р_пл. – пластовое; Р_нас. – насыщения; годовые отборы: q_н. – нефти; q_ж. – жидкости; В_. – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; k_извл.н. – коэффициент извлечения нефти.

Рисунок 19 – Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) – до 0,6 – 0,8. Это объясняется способностью пластовой воды хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы.