Упруго-водонапорный режим и режим растворенного газа

Режим характерен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии являются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давление выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода.

При вскрытии скважиной залежи нефть в скважину вначале будет поступать в результате упругого расширения только нефти, находящейся в призабойной зоне пласта. Однако после того, как зона влияния пониженного давления в скважине дойдет до контура воды, она будет вытесняться в основном под влиянием расширения законтурной воды.

При упруго-водонапорном режиме в начальный период разработки пластовое давление и дебиты скважин по мере извлечения нефти падают быстро. Удельная добыча нефти на одну атмосферу падения пластового давления в начале эксплуатации обычно небольшая, в процессе эксплуатации начинает увеличиваться. Это объясняется ростом радиуса воронки депрессии вокруг скважин. С увеличением радиуса депрессии в работу вовлекаются все новые и новые объемы жидкости, обладающие большим запасом упругой энергии.

Разработка нефтяных залежей при упруго-водонапорном режиме протекает следующим образом: вначале вся залежь находится под воздействием напора краевых вод, нефть по периферии залежи вытесняется водой, пластовое давление быстрее всего падает в центре залежи. Поэтому центральные скважины в первую очередь могут переходить на РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА, который потом распространяется на всю залежь. Обычно в таких случаях на периферийных частях залежи скважины, продолжают еще некоторое время работать при упруго-водонапорном режиме. Газовый фактор, который в период разработки с пластовым давлением выше давления насыщения оставался постоянным, после снижения пластового давления ниже давления насыщения начинает увеличиваться. После снижения пластового давления до давления насыщения, резко увеличивается удельная добыча на 0,1 МПа падения давления. Последнее объясняется тем, что начинает выделяться растворенный газ, обладающий большим запасом упругой энергии.

Газовым фактором принято называть отношение количества добытого газа к количеству добытой нефти за тот же промежуток времени. Газовый фактор выражают в нормальных (объем газа приводят к атмосферному давлению) кубических метрах газа на кубический метр или тонну добытой нефти.

После истощения энергии растворенного газа по дренированному пласту происходит неравномерное продвижение воды к центру залежи. Режим растворенного газа в одних частях залежи снова переходит в упруго-водонапорный только с очень низкими пластовыми давлениями, в других — на режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытеснения нефти водой.

Коэффициент извлечения нефти зависит от фильтрационных свойств пласта и может варьироваться – от 0,2 до 0,8.

Очень важно при упруго-водонапорном режиме не допускать перехода на режим растворенного газа. Для этой цели проводится искусственное поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, расположенные в законтурной части залежи, а если залежь большого размера и влияние закачки воды в законтурные скважины не доходит до центральной части залежи, то ее разрезают нагнетательными скважинами на отдельные участки, и каждый участок разрабатывается с поддержанием давления как самостоятельная залежь. При разработке залежи с поддержанием давления путем закачки воды пластовое давление в процессе разработки остается постоянным, газовый фактор тоже постоянный. Давление в пласте в процессе эксплуатации поддерживается несколько выше давления насыщения. Вследствие этого газ из нефти не выделяется и проницаемость коллектора для нефти до появления воды остается постоянной. Дебиты скважин постоянны и устойчивы. Изменяются только с изменением противодавления по воле оператора. Такой режим называется искусственным – жестким водонапорным режимом.

В России месторождения с упруго-водонапорным режимом и с режимом растворенного газа в подавляющем большинстве случаев разрабатываются с применением искусственного заводнения. Зачастую высокая компенсация отборов жидкости закачкой воды приводит к резкому росту обводненности продукции в результате опережающего прорыва воды по высоко проницаемым каналам, что может привести к снижению коэффициента извлечения нефти до 10 - 20%.