Читать контрольная по геологии: "Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения" Страница 3

(Назад) (Cкачать работу)

При проектировании разработки нефтяных месторождений режим истощения выделяют как базовый вариант для анализа технологических и экономических показателей и обоснования рациональных вариантов проектов разработки. 3. Газонапорный режим Условием для проявления естественного газонапорного режима является наличие первичной (природной) газовой шапки. Газовая шапка - это скопление свободного газа в порах пласта над нефтяной залежью. Условием равновесия на границе газовой и нефтяной фазы (ГНК) является давление насыщения, которое соответствует начальному пластовому давлению. При создании депрессии происходит выделение растворенного газа, который, наряду с энергией расширения свободного газа в газовой шапке, расширяясь, усиливает процесс вытеснения нефти из пласта. Часть газа сегрегирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов снижения пластового давления. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов - упругий и жесткий. При упругом режиме отбора нефти давление на ГНК снижается, начинается расширение объема свободного газа газовой шапки, который, внедряясь в нефтенасыщенную часть пласта, вытесняет нефть к добывающим скважинам. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается на величину снижения пластового давления.

При жестком режиме давление в газовой шапке при отборе нефти должно сохраняться постоянным. Такой режим в чистом виде возможен при значительном превышении запасов газа над запасами нефти при пластовых условиях. Обычно такой режим поддерживается искусственно при непрерывной закачке в газовую шапку нагнетательными скважинами достаточного количества газа (либо извлеченного из пласта - сайклинг-процесс, либо газа из внешних источников).

По сравнению с режимом растворенного газа при газонапорном режиме происходит более медленное падение пластового давления благодаря энергии сжатого газа газовой шапки, что обеспечивает длительный период стабильной добычи (рис.3). При этом, вследствие незначительного движения водоносного горизонта, содержание воды в добытой нефти остается низким. Однако по мере расширения газовой шапки и приближении ГНК к добывающим скважинам газовый фактор добытых флюидов возрастает. Для предотвращения прорыва газа в добывающие скважины необходимо сокращать добычу или вовсе прекращать ее на скважинах с высоким газовым фактором.

Типичные коэффициенты нефтеизвлечения для газонапорного режима составляют 0,2-0,6. 4. Водонапорный режим Естественный режим проявляется, когда залежь имеет обширную водонасыщенную область с контуром питания и достаточную проницаемость для притока воды в нефтенасыщенную зону и вытеснения нефти к добывающим скважинам при распространении депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта.

При наступлении равновесия (баланса) между отбором из залежи флюидов и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях создается жесткий режим. В естественных условиях такой водонапорный режим в чистом виде не встречается, и может обеспечиваться только при закачке в водонасыщенную область пласта необходимого объема воды. Если

Похожие работы