Cтраница 1
Образование газовой шапки сопровождается интенсивным разделением нефти и газа под действием гравитационных сил, так как плотность газа меньше плотности нефти. Если проницаемость пласта в вертикальном направлении ничтожна из-за присутствия прослойков глины или других непроницаемых пород, активный противоток нефти и газа может быть в значительной степени ослаблен; однако пассивное разделение может все же произойти под влиянием расширения существовавшей ранее в пласте газовой шапки или при закачке газа в верхнюю часть структуры. Добыча нефти из пласта с газовой шапкой - это такой процесс, в котором в полной мере участвует сила тяжести; поэтому его часто называют гравитационным дренированием. [1]
Образование газовой шапки и ее расширение возможны при двух различных процессах. [2]
Указанный вывод подтверждается отсутствием как образования газовой шапки в повышенной высокопроницаемой зоне месторождения, так и стабильностью газовых факторов по скважинам на протяжении длительного периода их эксплуатации. [3]
Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки. [4]
Наибольший практический интерес представляет режим растворенного газа - газонапорный с образованием вторичной газовой шапки. В иностранной литературе этот режим называется: растворенного газа - газонапорный с противотоком нефти и газа. [5]
При благоприятных геологических условиях в результате гравитационного распределения нефти и газа возможно образование газовой шапки там, где в начальный период она отсутствовала. Если расход энергия расширения газа недостаточно компенсируется, происходит довольно быстрое падение пластового давления ( см. рис. 5.2, кривая / /) и снижение де-битов нефтедобывающих скважин. По мере вытеснения нефти из пласта и увеличения площади газонефтяного контакта, & также за счет очень низкой вязкости газа по сравнению с нефтью происходят прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и нерациональное расходование энергии расширения газа газовой шапки. Поэтому при прорыве газа в нефтяные скважины добыча нефти прекращается. [6]
При благоприятных геологических условиях в результате гравитационного распределения нефти и газа возможно образование газовой шапки даже там, где в начальный период она отсутствовала, и залежь работала в основном в режиме растворенного газа. [7]
На реализацию третьего варианта смешивающегося вытеснения оторочка растворителя закачивается в зону газонефтяного контакта после образования газовой шапки и поднятия давления на месторождении. [8]
В массивных замкнутых залежах разработка протекает в условиях смешанного режима: растворенного газа и газонапорного с образованием вторичной газовой шапки. [9]
В массивных замкнутых залежах разработка протекает в условиях смешанного режима: растворенного газа и газонапорного с образованием вторичной газовой шапки. Расчет процесса дренирования при этом режиме производится при совместном решении пяти уравнений: 1) материального баланса; 2) газового фактора; 3) насыщенности жидкой фазы нефтяной зоны; 4) количества газа, перемещающегося в верхние части структуры; 5) баланса газа. [10]
В практике разработки месторождений рассматриваемого типа большое значение имеет смешанный режим: раст яого газа - газонапорный с образованием вторичной газовой шапки. [11]
Описанный метод, а также метод с применением дифференциального уравнения не учитывают разделения жидкостей, помимо условия, вызывающего образование первоначальной газовой шапки. Принимается, что первоначальное содержание газа в газовой шапке и нагнетаемый газ выделяются лишь вследствие рассеяния и движения через нефтяную зону. [12]
Начальное пластовое давление на своде залежи близко к давлению насыщения ( см. табл. 39), и практически с начала разработки происходило образование вторичной газовой шапки. Запасы нефти в основном заключены в очень низкопроницаемой матрице, доля нефти, заключенная во вторичных пустотах, составляет только 3 4 % от суммарных запасов. [13]
Так, если залежь характеризуется начальным пластовым давлением, раным давлению насыщения нефти газом, отсутствием начальной газовой шапки и структурными условиями, исключающими возможность образования газовой шапки в процессе разработки, добыча нефти осуществляется при сохранении начального объема пор залежи лишь за счет растворенного газа и упругих сил. [14]
Опыт н ы и участок 2 ( рис. 27) был выбран в южной повышенной части месторождения Зыбза, где в начале разработки развивался режим растворенного газа с образованием газовой шапки. Впоследствии в связи с загазованностью многие скважины этой зоны были ликвидированы. [15]