Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется в т о -р и ч н о й.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют р е ж и м ом р ас т в о р е н н ог о г аза. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется г а з о н а п о р н ы м.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных - водонапорный. Такие режимы пластов называют с м е ш а н н ы м и.

Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная. В этом случае приток нефти и газа к скважинам уже нельзя считать установившимся в каждый момент времени.

Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенному росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35 % даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1-5 • 10^-3 Па • с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах связана, как правило, с низкими дебитами скважин.

Исключение из описанных закономерностей составляют случаи разработки месторождений в трещиноватых коллекторах, где нефть подстилается огромным бассейном активных законтурных вод.

ГАЗОВАЯ ШАПКА (а. gas cap; н. Gaskappe; ф. chapeau de gaz; и. capa gasifera) — скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта, над нефтяной залежью.

ГАЗОВАЯ ШАПКА, заполненная газом природным горючим верхняя часть залежи нефти и газа. Различают газовые шапки: естественные (образуются либо поступившим в ловушку нефти и газа свободным газом, либо за счёт дегазации предельно газонасыщенной нефти в результате тектонического подъёма территории) и искусственные (формируются в процессе разработки залежи нефти при падении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом). Содержание тяжёлых углеводородов в газовой шапке значительно превышает их количество в чисто газовой залежи; их сумма может достигать по массе 35-40%. С целью сохранения пластовой энергии залежи при её разработке газ газовой шапки отбирается, как правило, после извлечения нефти. В процессе отбора нефти из залежи газовая шапка расширяется, способствуя вытеснению нефти.

37. Наиболее часто применяемые виды заводнения. Рассказать технологию заводнения. Назначение кустовых насосных станций. Требования к качеству воды.

Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.