Cтраница 4
Отсюда, эксплуатационные газовые факторы стремятся возрасти выше максимальных значений, связанных с нормальным механизмом истощения пласта при режиме растворенного газа. Пр: и возвращении в пласт 60 % добываемого газа это значение возрастает до 1863 м3 / м3, а если бы в пласт возвращалось 80 % отобранного газа в течение всего процесса его разработки ( фиг. Если бы в пласт возвращали весь отобранный газ, то величина газового фактора поднялась бы до 3600 м / м3 ко времени, когда пластовое давление упало бы от начального значения 170 ат до 91 ат. Если бы закачка газа прекратилась при давлении 91 ат, то давление в пласте резко упало и достигло бы 6 8 ат с дополнительной нефтеотдачей, равной лишь 1 1 % норового пространства. [46]
При таком способе разработки темп отбора нефти должен быть достаточно низким, чтобы движение нефти вниз по структуре происходило в основном под действием силы тяжести, а не под действием перепада давления и чтобы выделяющийся из нефти газ перемещался вверх по структуре и сохранялся там в виде вторичной га. Увеличение нефтеотдачи при таком способе разработки является непосредственным результатом регулирования и ограничения темпа отбора нефти, вследствие чего неэффективный режим растворенного газа заменяется эффективным процессом добычи нефти за счет гравитационного разделения иефти и газа. При таком модифицированном режиме разработки максимально эффективный темп отбора нефти должен быть таков, чтобы обеспечивалась сохранность в пласте газа, выделившегося из нефти. В качестве замечательного примера получения дополнительной нефтеотдачи за счет гравитационного режима можно привести последние стадии разработки месторождения Оклахома Сити [25], когда темп отбора нефти был уменьшен после истощения месторождения, ранее эксплуатируемого на режиме растворенного газа. [47]
Повышение нефтеотдачи обычно связано с ростом насыщения пласта свободным газом, даже если задержка усадки пластовой нефти влияет положительно на нефтеотдачу. Отсюда, эксплуатационные газовые факторы стремятся возрасти выше максимальных значений, связанных с нормальным механизмом истощения пласта при режиме растворенного газа. При возвращении в пласт 60 % добываемого газа это значение возрастает до 1863 м3 / м3, а если бы в пласт возвращалось 80 % отобранного газа в течение всего процесса его разработки ( фиг. Если бы в пласт возвращали весь отобранный газ, то величина газового фактора поднялась бы до 3600 м3 / м3 ко времени, когда пластовое давление упало бы от начального значения 170 ат до 91 ат. Если бы закачка газа прекратилась при давлении 91 ат, то давление в пласте резко упало и достигло бы 6 8 ат с дополнительной нефтеотдачей, равной лишь 1 1 % норового пространства. [48]
Закачка горячей воды в рассматриваемых условиях повышает нефтеотдачу на 6 1 - 2 5 %, позволяя в зависимости от плотности сетки дополнительно добыть 320, 225 или 132 тыс. т нефти. Приходящиеся на одну добывающую скважину извлекаемые запасы увеличиваются, по сравнению с заводнением, в 1 14 - 1 08 раз, однако примерно в 1 2 - 1 1 раз растет количество попутно добываемой воды, заметно выше средняя обводненность продукции. Применение метода приводит к существенному возрастанию темпов заводнения. Так, средние за весь срок разработки приемистость нагнетательных и дебит жидкости добывающих скважин увеличиваются в 1 4 - 1 3 раза. В результате на 12 - 13 %, по сравнению с заводнением, сокращается срок разработки, примерно в 1 1 раз выше средний темп добычи нефти. Эффективность этого метода в наибольшей степени зависит от плотности сетки скважин. Для получения большей дополнительной нефтеотдачи требуются плотность сетки меньшая, чем 12 га / скв, и более интенсивные системы заводнения. [49]