29
димо тщательно контролировать процесс эксплуатации скважин,
расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их
дебит, а в
случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с
нефтью, даже прекращать их эксплуатацию. Для повышения эффек-
тивности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее по-
вышенную часть следует нагнетать газ с поверхности, что позволя-
ет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в
залежи (рис. 3.2).
Суммарный
отбор
Рис. 3.2. График разработки залежи при газонапорном
режиме (режим газовой шапки):
1
– пластовое давление;
2
– добыча нефти (текущая);
3
– газовый фактор
Режим растворенного газа
.
При снижении давления в про-
дуктивном пласте до давления насыщения нефти газом и выделении
последнего в свободную фазу произойдет
переход к режиму рас-
творенного газа, фактически – к смешанному режиму, при котором
нефть вытесняется к добывающим скважинам расширяющимся га-
зом и за счет продолжающегося расширения пластовых флюидов и
горных пород. Режим растворенного газа характерен для залежей с
пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в зале-
жи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды.
2
1
3
0
20
40
60
80
100
%
30
Основной движущей силой является газ, растворенный в нефти
или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с
нефтью. Газовые образования в пористой среде, двигаясь в сторону
более
низкого давления, действуют на нефть как своеобразные
поршни, а также увлекают ее за счет сил трения. Пластовое и за-
бойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом.
Газовый фактор по мере эксплуатации
залежи на режиме раство-
ренного газа увеличивается некоторое время быстрыми темпами, а
затем, достигнув некоторого максимума, снижается вплоть до пол-
ного истощения пласта (рис. 3.3).
Суммарный отбор
Рис. 3.3. График разработки залежи при режиме
растворенного газа:
1
– пластовое давление;
2
– добыча нефти (текущая);
3
– газовый фактор
Достарыңызбен бөлісу: