Cтраница 2
Нефтеотдача пластов, эксплуатируемых при режиме газовой шапки, в том числе при поддержании в газонасыщенной зоне давления, должна быть такою же, как и при газовой репрессии, так как характер вытеснения нефти из пласта в том и другом случае один и тот же. [16]
При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные. [17]
Эффективный темп отбора нефти при режиме газовой шапки должен обеспечивать преобладание сил гравитации при фильтрации нефти, благодаря которым за непрерывно перемещающимся фронтом вытеснения нефти газом достигалось бы удовлетворительное уменьшение нефтенасыщенности как в зонах с высокой проницаемостью, так и в зонах с низкой проницаемостью. Процесс добычи нефти нужно вести при таких темпах отбора, чтобы нефть перемещалась в пониженные яасти структуры за счет гравитационных сил, а не за счет напора расширяющегося газа в направлении перепада давлений между газовой шапкой и нефтяной зоной. Давление в нефтяной зоне на самом деле должно оставаться выше, чем давление в газовой шапке, причем свободный газ должен только расширяться, заполняя места, освободившиеся вследствие перемещения нефти в пониженные части месторождения. Основная задача заключается в том, чтобы поддерживать такой уровень давления, при котором происходит гравитационный режим. [18]
Газоводонапорный режим и газонапорный, или режим газовой шапки. Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием поршневого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки. Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выделением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. [19]
Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями ( уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и Др. В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. [20]
Само собой разумеется, что при режиме газовой шапки и газоводонапорном режиме ни в коем случае нельзя добывать газ из газовой шапки. Это ведет, с одной стороны, к нерациональной растрате пластовой энергии и, с другой - к большой потере нефти на смачивание сухого песка нефтью при перемещении газонефтяного контакта в сторону свода. [21]
В месторождении, отбор нефти из которого осуществляется при режимах газовой шапки и гравитационном, перемещение нефти вниз по пласту и вытеснение ее газом также происходит в широких масштабах на расстояния, сопоставимые с размерами месторождения. Такое движение подтверждают и данные, получаемые во время исследования скважин: прогрессивное опускание газо-нефтяного контакта и снижение продуктивности скважин при увеличении газового фактора перед ее закрытием. [22]
Вытесняющие нефть силы приложены к поверхности газонефтяного ( при режиме газовой шапки) или водо-нефтяного ( при водонапорных режимах) контактов. [23]
В результате этого в пласте создается газонапорный режим, или режим газовой шапки. [24]
При наличии газовой шапки на этот режим может накладываться еще режим газовой шапки или газонапорный ( стр. Если проницаемость пласта достаточно велика и вязкость нефти невысокая и если продуктивный пласт имеет достаточный наклон или большую вертикальную проницаемость, то после режима растворенного газа может развиваться или дополнить его гравитационный режим ( стр. [25]
Сравнение результатов, достигнутых на различных месторождениях, показывает, что режим газовой шапки более эффективен при разработке мощных нефтяных оторочек. Но, во-первых, эта залежь имеет широкую нефтяную оторочку, которая была разбурена по довольно плотной сетке ( 20 га на скважину), во-вторых, здесь проводились мероприятия по экономии пластовой энергии и предупреждению преждевременных прорывов газа в скважины. Все же дальнейшая эксплуатация залежи на истощение была признана нерациональной. [26]
ЮжноКумертауское месторождение выбрано для сопоставления, так как оно разрабатывалось на режиме естественной газовой шапки. По режиму растворенного газа нефтеотдача должна составить 15 % при полном истощении залежи. За счет газонапорного режима, который был сохранен благодаря перекрытию значительной части нефтенасыщенной толщины, отобрано дополнительно около 23.5 % нефти от балансовых запасов. Годовая добыча нефти достигает максимума - 495 6 тыс. т в 1963 году, в дальнейшем постепенно снижается до 285 тыс. т в 1971 году. Среднее значение годовой добычи нефти 401.4 тыс.т. что соответствует 1100 т / сут или 1424 м / сут в пластовых условиях. [27]
Проведенный анализ показывает, что наиболее эффективна разработка массивных рифовых залежей при режиме газовой шапки несовершенными скважинами, вскрывающими нижнюю часть пласта. Так, например, при практически одинаковых значениях соотношения объемов газоносной и нефтеносной части Термень-Елгинского (0.361) и Южно-Кумертауского ( 0 561) месторождений и более вязкую нефть ( 6 6 мПа с) из Южно-Кумертауского месторождения извлечено нефти в два раза больше по сравнению с Термень-Елгинским. [28]
При разработке пласта существуют три основных вида пластовых режимов: режим естественного истощения, режим газовой шапки и водонапорный режим. [29]
Это позволяет промывкой газом нефтяной зоны повысить нефтеотдачу по сравнению с истощением оторочки на режиме газовой шапки. Залежь приурочена к моноклинально залегающему пласту Тенер Вали миссисипского возраста, сложенному пористыми доломитами с подчиненными прослоями плотных известняков. Средняя пористость коллекторов равна И 4 %, проницаемость 119 0 мд. Нефтяная оторочка сравнительно тонкая, подстилается слабоактивной водой. [30]