Cтраница 2
Первые признаки вторгающейся нефти были зарегистрированы в 1959 г. по скв. В последующем процесс прогрессировал, и в 1961 - 1963 гг. в области оторочки преобладал режим вытеснения газированной нефти вторгающейся водой. [16]
Вначале следует рассмотреть системы разработки без воздействия на пласт при естественных режимах работы нефтяных залежей. Из этой группы вариантов целесообразно определить возможности разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме растворенного газа, режиме вытеснения газированной нефти водой за счет упругости пород в законтурной области. [17]
По большинству залежей значительно снижалось пластовое давление - на 80 - 160 кгс / см2 ниже давления насыщения, в результате чего действовал режим вытеснения газированной нефти водой. [18]
Рассмотрим случай, когда начальное пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление на скважинах ниже его. Если на некотором контуре питания благодаря напору контурных вод либо искусственным путем поддерживается постоянное давление, то приток нефти к скважинам происходит при режиме вытеснения газированной нефти водой. [19]
В связи с этим до решения задачи о целесообразности заводнения необходимо оценить возможности использования природной энергии при разработке месторождения. Для этого следует выполнить гидродинамические расчеты процесса разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме растворенного газа и режиме вытеснения газированной нефти водой. По результатам этих расчетов определяют запасы нефти, которые можно извлечь за счет естественных источников пластовой энергии, и время перехода к тому или иному виду заводнения нефтяной залежи. [20]
В ПК свите нефтяная залежь так же, как и в свите перерыва, имеет газовую шапку, однако размеры ее значительно меньше. Водоносная область ПК свиты характеризуется наибольшей активностью. Наличие газовой шапки свидетельствует о близости пластового давления к давлению насыщения нефти газом. Учитывая изложенное, режим ПК свиты можно классифицировать как смешанный с преимущественным развитием режима вытеснения газированной нефти водой. [21]
Далее, когда давление в пласте начинает падать, на контур нефтеносности будет влиять напор воды. По мере продвижения краевой воды ряды скважин, работавших вначале на режиме растворенного газа, будут последовательно переходить на режим вытеснения газированной нефти водой. Таким образом, через определенное время все скважины переходят на напорный режим. Продвижение водонефтяного контакта будет обусловливаться нефтью, поступающей в скважины за счет напора краевой воды. В зонах, где временно отбор нефти происходит за счет режима растворенного газа, насыщенность перового пространства нефтью в это время будет уменьшаться. Так как в конечном итоге все скважины перейдут на режим вытеснения газированной нефти водой, нефтеотдача пласта будет определяться коэффициентом, характерным для этого режима. [22]
Далее, когда давление в пласте начинает падать, на контур нефтеносности будет влиять напор воды. По мере продвижения краевой воды ряды скважин, работавших вначале на режиме растворенного газа, будут последовательно переходить на режим вытеснения газированной нефти водой. Таким образом, через определенное время все скважины переходят на напорный режим. Продвижение водонефтяного контакта будет обусловливаться нефтью, поступающей в скважины за счет напора краевой воды. В зонах, где временно отбор нефти происходит за счет режима растворенного газа, насыщенность перового пространства нефтью в это время будет уменьшаться. Так как в конечном итоге все скважины перейдут на режим вытеснения газированной нефти водой, нефтеотдача пласта будет определяться коэффициентом, характерным для этого режима. [23]