Газонапорный режим

Извлечения нефти

Упруговодонапорном режиме

Стадия

Основной период разработки

IV

^{0,5 0,7} k _{извл . н}

Рисунок 3.2 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при

давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q _к — нефти, q _ж — жидкость; В

— обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k _{извл . н} — коэффициент

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки

промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжениивсего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи, темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает.

Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 7 % в год от НИЗ (см. рисунок 3.2). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 – 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55. В связи со значительными различиями в активности режима

диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В

результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами

разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:

ü наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;

ü значительная высота нефтяной части залежи;

ü высокая проницаемость пласта по вертикали;

ü малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа × с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (Рисунок 3.3 а).

б

а

^ГНКнач.

^ГНКтек.

ГНК_к ВНК

^Рнас ^{= Р}пл. нач

G

^Рпл. тек

^q н

	IIстадия	я	стадия
я	и
д
и
а
д
т
а
с
т
с		I	IV
	I
I		I
0,1 0,2 0,3	^0,4kизвл.н
Основной период
	разработки

Рисунок 3.3 — Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме а — пример залежи; б — динамика основных показателей разработки. давление: Рпл — пластовое,

Рнас — насыщение; годовые отборы: q _к — нефти, q _ж — жидкость; В — обводненность продукции;G — промысловый газовый фактор; k _{извл . н} — коэффициент извлечения нефти

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (Рисунок 3.3 б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0.4. Поэтому, при равных балансовых запасах и равных темпах разработки, абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи

в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК

в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный

режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Дата добавления: 2014-11-29