4. Режим залежей растворенного газа.

При данном режиме основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатаци­онных скважин, являются расширение пузырьков газа при его выде­лении из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются и газовые факторы также не остаются постоянными, возрастая в первый период и затем резко снижаясь. При меньшем пластовом давлении в нефтяной залежи появляется сво­бодный газ, который значительно уменьшает фазовую проница­емость для нефти, что приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно оно не­значительно. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. У этих пластов значительная фациальная изменчивость. Некоторые пласты характеризуются постоянной мощ­ностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемо­стью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных за­лежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Данный переход воз­можен в залежах с водонапорным режимом и режимом «газовой шапки» при снижении пластового давления ниже давления насы­щения нефти газом. При этом режиме в связи с более низким, чем при водонапорном режиме, и режиме «газовой шапки», коэффици­ентом нефтеотдачи переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водо­обмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но наиболее распространены режимы растворен­ного газа и газонапорные. Если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной пло­щади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуро­ченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруговодо­напорного режима. Там, где продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она уда­лена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, пластовые давления в процессе разработки залежей могут быстро снижаться и упруговодонапорный режим  в режим перейдёт в режим растворенного газа.

5. Гравитационный режим залежей.

Гравитационный режим — такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Как пра­вило, газ в нефтяной залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять:

• на напорно-гравитационный, проявляющийся в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон; при этом продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчается за счет действия силы тяжести. Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гип­сометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный;

• на гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, ко­торый наблюдается в пологозалегающих пластах с плохими кол­лекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограни­ченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Можно сказать, что на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что детальное гидро­геологическое изучение стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных за­лежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы о режимах нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бу­рения, возможны только после детальных региональных гидрогео­логических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

31. Разработка месторождений с воздействием на пласт. Какие методы воздействия на пласт применяются.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах. С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения, нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:

1.Законтурное заводнение;

2.Приконтурное заводнение;

3.Внутриконтурное заводнение(разрезание залежи рядами нагнетательных скважин; блочное заводнение; очаговое заводнение; избирательное заводнение; площадное заводнение)

4.Циклическое заводнение.

При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 - 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

1.закачка сухого газа;

2. закачка воздуха;

3.попеременная закачка воды и газа.

При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.

Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Р, Т).

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами: 1.полимерное воздействие; 2.термополимсриое воздействие; 3.биополимерное воздействие.

Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне.