Гидродинамические режимы работы нефтяных пластов.

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил взамен, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

46. Естественные режимы работы нефтяных пластов:

1)Водонапорный режим. Движущая сила – напор краевых или подошвенных вод.

Отбираемый из залежи Vн, полностью компенсируется пластовой водой, поступающей из законтурной зоны. Уровень д.б. выше кровли пласта. КИН=0,5-0,7 и более.

 2) Упруговодонапорный режим. Осн. движущая сила – упругое расширение жидкости и г.п. при снижении Рпл. Рпл снижается => расширение Vн, г.п. выходят из напряжённого состояния и выталкивают нефть. Неполная компенсация отобранной нефти законтурными пластовыми водами. КИН=0,5-0,6 и более.

 3) Газонапорный режим. Основная движущая сила – напор газа, находящегося в газовой шапке и увеличение его объёма. Режим проявляется в перемещении ГНК вниз. Выработка идёт от центра к периферии. Необходимо следить чтобы скорость капиллярной пропитки соответствовала темпу отбора, во избежание прорыва газа.

 По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

4) Режим растворённого газа. Осн. движущая сила – напор выделяющегося из нефти газа при снижении Рпл ниже Рнас По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. КИН= 0,2-0,4.

5) Гравитационный режим. Осн. движущая сила собственная сила тяжести нефти. В природных условиях в чистом виде этот режим почти не встречается, обычно это продолжение режима растворённого газа. Проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Сущ-ют 2 разновидности: а) напорно – гравитационный. характерен для залежей имеющих крутые углы наклона и высокую проницаемость. Нефть перемещается в пониженные участки пласта. б) со свободным зеркалом нефти. Пологозалегающие пласты, дегазир-ая нефть ниже кровли пласта, коллектор имеет низкие ФЕС, перфорируются нижние интервалы пласта. Дебиты мин., но стабильны. КИН обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

6) Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.