Газонапорный режим добычи нефти

Поэтому целесообразнее сохранять газовую шапку до окончания  разработки нефтяной залежи и лишь затем приступать к ее эксплоатации.

Поэтому при  выборе системы разработки необходимо предусмотреть меры борьбы с конусами обводнения и использовать те громадные  преимущества, которые дают гидравлический режим и отсутствие газовой шапки.

В пластах нет  свободного газа в виде газовой шапки.

, Поддержание  давления газовой шапки как  метод увеличения отдачи пласта, АНХ № 10— 11, 1940.

Наблюдения за динамикой газового фактора при  наличии в пласте свободного газа в виде газовой шапки позволяют  прослеживать продвижение контуров расширяющейся газовой шапки.

Дополнение  к режиму растворённого газа.

Дренирование  залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его  в свободное состояние, увеличением  за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима растворенного  газа следующие:

-         Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

-         отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

-         отсутствие газовой шапки;

-         геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Рассмотрим  законы изменения среднего пластового давления в залежи в условиях режима растворенного газа. Примем, что  начальное среднее пластовое  давление равно давлению насыщения (абсолютному), т.е. Рнач = Рнас.

Полагая, что линейный закон растворимости  газа Генри при изменении давления от Рнач до Р справедлив, можно определить объем выделившегося газа из объема нефти Vн при понижении давления.

где ? - коэффициент растворимости, приведенный к стандартным условиям; V - объем выделившегося газа, также приведенный к стандартным условиям. Этот объем следует привести к пластовому текущему давлению Р и температуре Т, используя уравнение состояния.

Выделившийся  свободный газ будет равномерно распределен в нефти, образуя  газонефтяную смесь. Поскольку объем  смеси будет больше объема пор  пласта, то ее избыток будет фильтроваться  к забоям скважин. Предположим, что  в начальный момент поры пласта заполнены  только нефтью, так что Vпор = Vн (наличие связанной воды не меняет конечных результатов). Следовательно при снижении давления из общего объема пор пласта Vпор должна выделиться смесь, объем которой Vвс будет равен разности

Этот  объем будет состоять из нефти  и газа.

Определим долю нефти в смеси, как отношение  объема всей нефти в пласте к объему всей образовавшейся смеси, т. е.

Это среднее  содержание жидкой фазы  -  нефти в смеси. Но необходимо различать: ?₁ - долю жидкой фазы в выделившейся из пор смеси и долю жидкой фазы в смеси ?₂, остающейся в порах пласта на данной стадии разработки.

Доля  нефти в выделившейся смеси (?₁) всегда значительно меньше доли нефти в остающейся смеси (?₂). Это объясняется следующим:

1. Вязкость  газа значительно меньше вязкости  нефти, поэтому, обладая большей  подвижностью, он скорее достигает  забоя скважины.

2. В  результате дегазации нефти ее  вязкость увеличивается, а следовательно, уменьшается подвижность.

3. С  увеличением газонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для газа возрастает, а для нефти уменьшается (согласно кривым фазных или относительных проницаемостей) .

Перечисленные факторы приводят к уменьшению жидкой фазы в выделившейся из пор газожидкостной смеси, другими словами, к росту  газового фактора. Предположим, что  доля нефти в выделившейся смеси  в k раз меньше, чем ее среднее значение. Продолжая выкладки, можно получить следующую формулу, описывающую изменение среднеинтегрального пластового давления во времени при эксплуатации месторождения на режиме растворенного газа:

По формуле  произведем численную оценку безразмерного пластового давления Р и его изменение во времени. Результаты расчета представлены на рис. 2.7.

Как видим, закон падения явления  -  криволинейный.   К исходу 10 лет эксплуатации месторождения при k = 2 и отборе 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление должно упасть на 55,5 % и составить 44,5 % от первоначального, равного давлению насыщения (см. рис. 2.7, линия 1). За это время ( t = 10 лет) будет отобрано 50% извлекаемых запасов, которые составляют 40% геологических (при ? = 0,4). При k = 4 то же давление через 10 лет составит 11,8% от первоначального. Из формулы следует также, что при больших t (время разработки) выражение, стоящее в круглых скобках, может стать отрицательным. Это означает, что пластовое давление Р будет отрицательным. Физически это невозможно. Поэтому полное истощение месторождения наступает при k??t = 1.

Режим растворенного газа характеризуется  быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а  затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации  месторождения. Режим отличается самым  низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.