5.2.2 Упруговодонапорный режим нефтяной залежи

Этот режим отличается от водонапорного тем, что отбор жидкости из пласта (нефть + вода) при разработке не полностью компенсируется внедряющейся в залежь пластовой водой. Действие напора краевых вод также проявляется, но с меньшей силой и интенсивностью. В результате идет постепенное снижение пластового давления в залежи, которое распространяется далеко за ее пределы. В области снижения давления происходит расширение как самой породы, так нефти и воды. И хотя коэффициент сжимаемости воды и породы незначителен, но площади области пониженного давления в сотни раз превышают площади залежей.

Поэтому упругие силы пласта и флюидов служат источником значительной энергии, выжимающей нефть и воду к забоям добывающих скважин. Величина жидкости, которая может быть добыта за счет упругих сил пласта и насыщающих его флюидов может быть оценена по формуле:

,

где ∆V – объем добытой жидкости за счет упругих сил пласта и флюидов, тыс. м³;

V – объем пустотного пространства залежи, тыс. м³;

- соответственно сжимаемость среды (породы), нефти, воды, ;

К_п, К_н, К_в - коэффициенты пористости, нефтенасыщенности, водонасыщенности;

∆р - депрессия на пласт (разница между начальным и текущим давлением в залежи), МПа.

Геологические условия проявления упруговодонапорного режима:

1. пониженная проницаемость продуктивного пласта;

2. значительная фациальная неоднородность пласта;

3. повышенная вязкость нефти;

4. большие размеры залежи;

5. значительные отборы жидкости, которые не могут компенсироваться внедрением малоактивной пластовой воды.

Динамика показателей разработки залежей на упруго-водонапорном режиме имеет черты сходства и различия с водонапорным. Сходство – это постоянный газовый фактор, т.к. пластовое давление не опускается ниже давления насыщения, главное отличие заключается в том, что на протяжении всего периода разработки пластовое давление падает, причем тем интенсивнее, чем меньше площадь законтурной области сниженного давления.

Рост обводненности при разработке на упруговодонапорном режиме начинается раньше, уже в середине II стадии, а значение коэффициента извлечения нефти (КИН) снижается до величины 0,5 – 0,55 (рисунке 20).

Рисунок 20 – Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме (условные обозначения см. на рисунке 19).

5.2.3 Газонапорный режим

При газонапорном режиме вытеснение нефти нефтяной оторочки к забоям добывающих скважин происходит за счет энергии газовой шапки. Этот режим характерен для залежей, не имеющих связь с законтурной системой пластовых вод, т.е. при наличии запечатывающего слоя пород вблизи от ВНК.

В результате отбора нефти давление в залежи снижается, происходит расширение газа в газовой шапке и перемещение вниз газонефтяного контакта (ГНК) за счет поршневого вытеснения нефти газом. Сразу после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения нефти газом и выделившийся из нефтяной оторочки газ переходит в газовую шапку.

Объем нефтяной залежи в процессе разработки уменьшается, при этом контакт нефть – газ опускается, но площадь нефтеносности остается постоянной. Процесс разработки газонефтяной залежи характеризуется следующими показателями:

1. непрерывным снижением пластового давления;

2. резким возрастанием газового фактора в конце разработки из-за прорывов газа из газовой шапки к забоям скважин, вследствие опускания ГНК;

3. отсутствием воды в добываемой продукции.

При значительном снижении пластового давления в залежи на заключительной стадии разработки, возможно некоторое внедрение пластовой воды, что приведет к повышению водонефтяного контакта, что является нежелательным. Для стабилизации давления в залежи практикуют закачку добываемого с нефтью газа обратно в газовую шапку до окончания выработки нефтяной оторочки и только после этого приступают к добыче газа.

Геологические условия проявления газонапорного режима:

1. наличие большой газовой шапки;

2. значительная высота нефтяной части залежи;

3. высокая проницаемость пласта по вертикали;

4. низкая вязкость пластовой нефти;

5. отсутствие напора пластовых вод.

Коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме обычно не превышает 0,4 – 0,5, т.е. ниже, чем в первых двух режимах. Это объясняется

пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с высокоминерализованной пластовой водой, а также тем, что в конце разработки остается невыработанным слой нефти в нижней, самой широкой части залежи.

Основные параметры разработки нефтяной оторочки газонефтяной залежи показаны на рисунке 21.

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки. Условные обозначения: 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНК_нач.; положение ГНК: ГНК_нач. – начальное; ГНК_тек. – текущее; ГНК_к.– конечное. Остальные условные обозначения см. на рисунке 19.

Рисунок 21 – Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме