6.4.3. Газонапорный режим

При газонапорном режиме нефть оттесняется к стволу скважины под напором сжатого газа, находящегося в залежи в виде газовой шапки. Эффективность проявления газонапорного режима определяется следующими факторами: наличием сообщаемости газовой шапки и нефтяной части залежи; высотой газовой шапки; большими углами падения пласта; небольшой вязкостью пластовой нефти.

При газонапорном режиме в начальной стадии разработки давление и дебиты снижаются незначительно. В результате расширения газовой шапки происходит вытеснение нефти газом и понижение газо-нефтяного контакта. По мере дальнейшего расширения газовой шапки дебиты постепенно снижаются и возникает опасность прорыва газа в интервал перфорации нефтяной части пласта. Этот фактор является одним из основных, снижающих эффективность разработки залежей при газонапорном режиме.

При еще большем снижении давления в залежи начинаются выделение растворенного газа в свободное состояние и движение водонефтяного контакта. К еще большим нежелательным последствиям приводит отбор газа из газовой шапки, т.к. это связано с потерей пластовой энергии и подъемом газонефтяного контакта. Нефть, попадая в газовую часть залежи, «размазывается» по поровому пространству, и извлечение ее становится практически невозможным.

Из-за указанных выше причин газонапорный режим характеризуется в целом невысокой эффективностью, но при благоприятных условиях (например, при большой высоте нефтяной части залежи) и при применении специальных мер (барьерное заводнение) нефтеотдача при этом режиме может достигать значительных величин (до 0,4-0,5). Примерами эффективной разработки залежей при газонапорном режиме являются Анастасиевско-Троицкое месторождение в Краснодарском крае, Лянторское в Западной Сибири.

6.4.4. Режим растворенного газа

Этот режим в залежи наступает при условии снижения пластового давления ниже давления насыщения и выделении газа из растворенного состояния в свободное в самом пласте. Пузырьки расширяющегося газа, устремляясь к забою скважины, увлекают с собой нефть. Однако, обладая более высокой подвижностью по сравнению с нефтью, газ опережает нефть, и соотношение газа к нефти в продукции скважины становится все выше и выше. В результате потеря энергии пласта возрастает, а нефть в пласте, потеряв большую часть растворенного газа, становится более вязкой и менее подвижной. Часть газа, выделившегося из нефти, устремляется в повышенные участки пласта и образует там мелкие газовые шапки, еще более осложняя разработку.

В чистом виде режим растворенного газа малоэффективен, и нефтеотдача при этом не превышает 0,1-0,3. Поэтому обычно такие залежи разрабатываются с применением методов поддержания пластового давления для того, чтобы давление в залежи не снижалось ниже давления насыщения.

6.4.5. Гравитационный режим

При гравитационном режиме нефть к забою скважин продвигается под воздействием силы тяжести. Этот режим проявляется в залежах на последней стадии разработки, когда все другие источники энергии (давление, газовая шапка, растворенный газ и т.д.) истощены. Нефть, лишенная газа, становится малоподвижной, вязкой.

Для эффективного проявления этого режима необходимы высокие коллекторские свойства пластов, крутые углы их залегания.

Нефть при этом режиме движется к забою скважины под действием собственного веса, накапливается в скважине и насосом откачивается на поверхность. Такие залежи могут разрабатываться шахтным способом (Ярегское месторождение в Коми республике).

Режим малоэффективный, и нефтеотдача при этом не превышает 0,1-0,2.