Режим растворенного газа
Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруговодонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления.
Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом наблюдается сегрегация газа, образование пузырьков свободного газа. Расширяясь, они придают газонефтяной смеси высокую упругость и способствуют ее продвижению к забоям добывающих скважин. Пузырьки газа характеризуются большей относительной проницаемостью по сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам, совершая работу с высоким коэффициентом полезного действия. Этому периоду разработки залежи соответствуют значительный рост отборов нефти, быстрое падение пластового давления при небольшом увеличении газового фактора.
Снижение пластового давления ниже давления насыщения в пределах большей части площади приводит к значительной сегрегации газа по всему объему залежи. Газ продвигается не только к забоям скважин, но и в повышенные участки структуры, образуя вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате этого количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение газового фактора и значительное снижение дебитов нефти (рис. 2.5). Таким образом, для залежей с режимом растворенного газа характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа.
На заключительной стадии разработки за счет большей подвижности и относительной проницаемости газа происходит дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,1 - 0,3 д.е, (10-30%). Низкая нефтеотдача может быть объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащимся в залежи.
| Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл – пластовое; Рнас – насыщение; годовые отборы: qк –нефти,qж –жидкость; В – обводненность продукции; G –промысловый газовый фактор; КИН - коэффициент извлечения нефти. | |||||||||||||
Рис. 2.5 – Динамика основных показателей разработки при режиме растворенного газа |
Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластового давления, например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутри контурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.
Примерами залежей с развитием режима растворенного газа являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, Урало-Поволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно проявление в залежах одновременно двух режимов - упруговодонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения в Пермской области.
Газонапорный режим
Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.
Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:
1. Отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;
2. Отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;
3. Значительная высота газовой шапки;
4. Высокая фильтрационная характеристика залежи продуктивного пласта;
5. Большие углы падения пород;
6. Небольшая вязкость нефти.
Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. В этом случае в залежи наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта (рис. 2.6). Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти
Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче (рис. 2.7). Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.
Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор значительного количества газа может привести к подъему газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы отборы газа из газовой шапки.
При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение) осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения (Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность. В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для залежи пласта АВ23 Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает 0,5 - 0,7 д.е. (50-70%).
| ||||||
Рис. 2.6 - Изменение объема газа в залежи при разработке 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач - начальное, ГНКтек - текущее, ГНКк – конечное. |
| Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл– пластовое; Рнас – насыщение; годовые отборы:qк –нефти,qж –жидкость; В – обводненность продукции; G –промысловый газовый фактор; КИН - коэффициент извлечения нефти. | ||||||||||||
Рис. 2.7 – Динамика основных показателей разработки при газонапорном режиме |
Примерами залежей с проявлением газонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областей (Коробковское, Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири (Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское, Ватьеганское и др.).
Дата добавления: 2016-01-03; просмотров: 3943;