Cтраница 3
Режим растворенного газа в чистом виде проявляется только в замкнутых залежах платформенного типа сравнительно небольшой мощности. Условия, близкие к условиям режима растворенного газа в массивных залежах, возникают только при преимущественном развитии горизонтальной трещиноватости. [31]
Режим растворенного газа характеризуется сравнительно однородным распределением насыщенности пласта жидкостями внутри норового пространства пород. Обычно удовлетворительный результат получается после не более трех приближений. Этот метод дает хорошую сходимость и может быть с успехом использован при расчетах на высокоскоростных механических и электронных счетных машинах. [32]
Режим растворенного газа связан с выделением растворенного газа из нефти. В залежах с этим режимом давление в пласте и поступление нефти из скважин систематически снижается по мере эксплуатации залежи. Первоначально наблюдается некоторый рост газовых факторов, а затем их снижение по мере истощения залежи. Встречаются случаи, когда наряду с режимом растворенного газа действует и водонапорный режим. [33]
Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Без искусственного воздействия на залежь ( например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. [34]
Режим растворенного газа развивается в залежах нефти при следующих условиях: мероприятия по поддержанию давления не осуществляются, залежь экранирована по контуру нефтеносности ( дизъюнктивными нарушениями, литологическими переходами пласта в породы-неколлекторы) или естественным напором воды, газа можно пренебречь. Тогда с начала разработки ( если рначпл - Рнас) или после исчерпания упругого запаса залежи ( с момента Ртекпл - Рнас) начинается разгазирование нефти в пласте и развивается режим растворенного газа. [35]
Режим растворенного газа в его чистом виде можно наблюдать, если в пласте содержится нефть, полностью насыщенная газом, и если отсутствует свободный газ, скопившийся в газовой шапке. [36]
Режим растворенного газа подобно упруго-водонапорному имеет две фазы. В период развития первой фазы влияние снижения давления в скважине передается по всему пласту не сразу, а постепенно; радиус условного контура питания, на котором давление сохраняется первоначальным, увеличивается. Когда же па естественной границе пласта ( контуре нефтеносности) начинает понижаться давление, наступает вторая фаза. Теперь уже область дренирования остается неизменной, а давление на контуре этой области снижается. [37]
Режим растворенного газа ( газовый) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи; основной движущей силой в этом случае является газ в виде мельчайших пузырьков, в пласте с нефтью. С понижением давления на забоях скважин выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает ее, а частично увлекает за собой вследствие действия сил трения. Пластовое давление снижается очень быстро. Эффективность такого режима незначительна, и запас энергии газа часто истощается раньше, чем успевают отобрать более или менее значительное количество нефти. [38]
Режим растворенного газа развивается в залежах нефти при следующих условиях: мероприятия по поддержанию давления не осуществляются, залежь экранирована по контуру нефтеносности ( дизъюнктивными нарушениями, литологическими переходами пласта в породы-неколлекторы) или естественным напором воды, газа можно пренебречь. Тогда с начала разработки ( если рначпл рнас) или после исчерпания упругого запаса залежи ( с момента Ртекпл - Рнас) начинается разгазирование нефти в пласте и развивается режим растворенного газа. [39]
Режимом растворенного газа называют такой режим работы залежи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. Механизм вытеснения нефти при этом режиме следующий. При понижении давления на забоях скважин выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь к зонам наименьшего давления, частично проталкивает нефть, а частично увлекает ее за собой. Эффект этого процесса обычно незначителен. Изменение давления в пласте зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности работы залежи при газовом режиме является газовый фактор. [40]
Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруго-водонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления. [41]
Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ-нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа в нефти. [42]
Если режим растворенного газа в месторождении не развит и в скважину из пласта поступает нефть в однофазном состоянии, то и в этом случае промысловые замеры газового фактора могут давать резко отличные друг от друга показатели, так как количество выделяющегося из нефти газа зависит от температурных условий сепарации. [43]
Элементарно режим растворенного газа может существовать только как разновидность режимов с неподвижным контуром в весьма пологом пласте. Если естественный контур замкнутости пласта находится в водоносной области и на таком близком расстоянии от контура нефтеносности, что упругость воды и пласта не может оказать заметного влияния на режим, то последний можно считать также элементарным режимом растворенного газа. В этом случае краевая вода неактивна, и тогда внешней границей, представляющей собою контур замкнутости, нужно считать контур нефтеносности. [44]
Характеристики режима растворенного газа обычно рассчитывают из предположения, что в начальный момент пластовое давление равно давлению насыщения, газовая шапка и законтурная область отсутствуют ( а и W опускаются из уравнений материального баланса), насыщенности и давление одинаковы в пределах большей части месторождения в течение всего времени разработки его и средняя насыщенность определяет относительные проницаемости, а следовательно, и текущий газовый фактор. При использовании уравнения насыщенности ( 105) принимается постоянство общего норового объема. Если в начальный момент нефть в месторождении недонасыщена, то отбор ее вследствие падения давления до давления насыщения составит сн. Эф представляет собой эффективную сжимаемость нефти при пластовой температуре. [45]