Режим растворенного газа в резервуарах закрытого типа

Резервуары закрытого типа – в которых отсутствует, либо не значителен напор краевых вод в результате наличия заглинизированных (иногда загудронизированных) зон на контакте нефти и воды (рис. 4) в литологически изолированной линзе.

Условные обозначения:

I – изолированная линза, II – массивная залежь с гудронизированной (окисленной) зоной на водонефтяном контакте, III – то же пластовая залежь, 1 – нефть, 2 – гудрон, 3 – вода, 4 – скважина

Рисунок 4. Схема закрытых резервуаров

При вскрытии такой залежи силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения выделившийся из нефти газ примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличивается, а это влечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Вначале, когда пузырьков газа в порах еще сравнительно мало, относительная проницаемость пласта для газа еще очень низка, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через пору, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.

Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора (рис. 5).

Условные обозначения:

Р_пл – пластовое давление, Q – добыча нефти, Г – газовый фактор.

Рисунок 5. Характеристика работы пласта при режиме растворенного газа

На первой стадии разработки, по мере снижения пластового давления степень разрежения нефти возрастает; количество пузырьков газа в пласте увеличивается; одновременно увеличивается относительная проницаемость пласта для газа, а относительная проницаемость пласта для нефти резко уменьшается. В силу этого все большие количества газа проскальзывают к забоям скважин, не выталкивая нефть. Поэтому по мере разработки пласта газовый фактор будет возрастать сначала медленно, затем очень быстро.

После того как будет добыто 8-10% нефти от ее первоначального объема в пласте, относительная проницаемость пласта для нефти станет крайне низкой, а для газа очень высокой, в результате чего дебиты газа будут очень большими, а дебиты нефти незначительными. Этот период разработки характеризуется стремительным снижением общей добычи и большой величиной газового фактора. При режиме растворенного газа период резкого возрастания добычи нефти сразу сменяется периодом резкого снижения ее, минуя вторую стадию относительно стабильной добычи.

Вследствие большой подвижности газа по сравнению с подвижностью нефти дегазация залежи произойдет быстрее, чем она будет истощена. В результате этого газовый фактор, достигнув максимума, опять уменьшится, после чего нефть к забою скважины будет подтекать в основном под действием силы тяжести самой нефти. Этот период относится к четвертой, завершающей стадии разработки залежи.

При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. Поэтому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окружностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10-20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20-25%.