2.4.Режим газовой шапки

Режим газовой шапки в чистом виде может существовать при наличии залежи, изолированной (экранированной) от подпитывающих нефтяной пласт активных вод. Вытеснение нефти осуществляется за счет расширения газа.

_{Снижение среднеинтегрального давления определяет темп разработки, который может быть установлен расчетам по соответствующим формулам.}

_{Отбор нефти Vд, добытой к моментуt, определяется так:}

_{Vд=qt=Vнt (2.39)}

_{Текущий объем газовой шапки Vсоставит при начальном объемеV1}

_{V=V1 + VД = V1 + VН t (2.40)}

_{Здесь: - коэффициент нефтеотдачи;- годовой отбор нефти в долях единицы;t- время;Vн- объем годовой добычи;Vн- геологический запас нефти при начальных условиях.}

На основании закона газового состояния можно записать (2.41)

_{Индексы «О» соответствуют стандартным условиям, «1» - состояние газа в момент t1, индексы «2» - в моментt1;Z1,Z2- коэффициенты сжимаемости газа;t1,t2 - время;Т1,Т2- температура.}

_{Из (2.41.) можно записать}

_(2.42)

_{Если температура в пласте не изменяется (Т=const);Р1 = Рнач- начальное пластовое давление;V1- начальный объем газовой шапки приРнач;V2 = V- текущий объем газовой шапки приР1 = Р, тогда:}

_(2.43)

_{Разделив обе части равенства на РначиV1и обозначив, получим:}

_{, (2.44)}

_{отсюда . (2.45)}

Здесь: Р-безразмерное пластовое давление в долях единицы, показывающее изменение давление от начала разработки до времени достижения запланированного коэффициента нефтеотдачи 1 при темпе отбора. Графическое изменениеРот времени приведено на рис. 2.4.

_{При исходных данных Z1 =Z2;= 0,5;= 0,05;n1 = 0,25;n2 = 0,5;n3 = 1;n4 = 4;n5 = 8;t= 0...10 лет,m= 0,S=0. Получено: при объеме нефти, в 4 раза превышающем объем газовой шапки, давление за этот срок снизится на 5,8% (Р = 0,5), а при объеме нефти в 4 раза меньшем объема газовой шапки давление за этот срок снизится на 5,8% (Р = 0,942). Конечная нефтеотдача не превышает 0,4...0,5. Продукция безводная. Режим в чистом виде встречаются редко.}

2.5.Режим растворенного газа

_{Своим существованием обязан большому количеству газа, растворенного в нефти, и в момент выделения активно перемещающего нефть к забою скважины в виде газожидкостной смеси.}

_{Условие существования - изолированная залежь с высоким давлением и большим газовым фактором, отсутствие контурной воды и газовой шапки.}

_{Оценка эффективности режима производится по предыдущему критерию - изменению среднеинтегрального давления по залежи и величине конечной нефтеотдачи.}

_{По закону Генри объем выделившегося газа Vиз нефтиVнпри изменении давления отРначдоР при коэффициенте растворимостисоставит в стандартных условиях}

_{V = (Pнач - Р) Vн (2.46)}

_{В пластовых условиях с учетом текущего давления и температуры Тполучим}

_(2.47)

_{Объем газонефтяной смеси}

_(2.48)

_{Среднее содержание нефти в смеси составит}

_(2.49)

_{Надо иметь в виду, что доля нефти в смеси составит меньше доли нефти в оставшейся в пласте смеси}

_(2.50)

_(2.51)

_{Доля выделившейся нефти а1в К раз больше среднего значения, а объем выделившейся нефти определится по формуле (2.51), гдеVв.с. - объем выделившейся смеси}

_{, (2.52)}

_{где Vпор = Vн, так как в начальный момент все поры пласта заполнены нефтью. По}

_{Vв.н.=Vнt (2.53)}

_{Совмещая (2.52) и (2.53) и сокращая на Vн}

_(2.54)

_(2.55)

_{По формуле (2.55) можно производить оценку изменения безразмерного пластового давления во времени при режиме растворенного газа. Так, при данных =0,05МПа-1;Zр=1;=0,4;= 0,05;t= 0,2; 4; 6; 8 лет; Т=3130К; То=2930К; К=2 и 4 получим зависимости, изображенные на рис. 2.5. При доле нефти в выделившейся смеси в 2 раза меньшей, чем во всей смеси (К=2) и темпе отбора 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление падает на 55,5% и составит 44,5% от первоначального.}

_{РРГ характеризуется небольшими темпами, большим газовым фактором, низким КНО (до 0,25). Выделившийся из нефти газ увеличивает ее вязкость и ухудшает подвижность. Кроме того, выделяясь в пласте, уменьшает проницаемость. Без искусственного воздействия режим не является эффективным.}