14. Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).

О сновная движущая сила – напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется пластовой водой, поступающей в залежь из законтурной области.

Геологические условия проявления режима.

1. Режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным водонапорным системам, когда для залежи характерна хорошая гидродинамическая связь между нефтяной честью и законтурной областью.

2. Небольшие размеры залежи (узкая водонефтяная зона).

3. Высокая проницаемость коллектора как для нефти, так и для воды; относительная однородность коллектора.

4. Незначительная вязкость нефти (<5 мПа∙с).

Д инамика показателей разработки.

Q_н – суммарная добыча нефти, изменяется по стадиям, к концу IV стадии может быть извлечено 65-80% нефти от величины НИЗ Р_пл – пластовое давление – для режима характерна связь между величиной отбора (Q_н) и пластовым давлением Р_пл. С увеличением добычи нефти пластовое давление уменьшается, при стабильной добыче не изменяется, при уменьшении Q_н пластовое давление способно увеличиться.

Р_нас – давление насыщения – давление, при котором весь газ находится в нефти в растворенном состоянии. При данном режиме пластовое давление много больше давления насыщения, и Р_нас=const.

G – газовый фактор – количественное соотношение газовой и жидкой фазы, полученной в результате дегазации нефти (10-50…500 м3/м3). G=const.

Q_ж – добыча жидкости – сумма Q_н + вода. На I стадии Q_ж полностью совпадает с Q_н. Начиная со II стадии, когда в залежь поступают законтурные пластовые воды (начинается обводнение), величина Q_ж превышает Q_н. На III стадии с уменьшением Q_н добыча жидкости тоже уменьшается. На IV стадии Q_ж возрастает в связи с высокой обводненностью.

В – обводненность – начинает расти со II стадии в связи с подтягиванием контура нефтеносности. На II и III стадии продукция скважин характеризуется умеренным количеством воды. На IV стадии обводненность возрастает до максимальных величин.

Вывод: данный режим наиболее эффективный, на I и II стадиях разработки пластовой энергии в залежи достаточно для поддержания высокого уровня пластового давления. Начиная с III стадии в целях продления высокой добычи нефти необходимо применять систему ППД.

Упруговодонапорный режим в нефтяных залежах. Основная движущая сила – упругое расширение горных пород и жидкостей при снижении пластового давления. Эти силы в начальный период разработки являются основными. По мере увеличения отбора жидкости и снижения пластового давления в движение вовлекаются все более удаленные от залежи пластовые воды и их энергия (напор) становится преобладающей силой. Поскольку действие режима проявляется в продвижении пластовых вод, объем залежи постепенно уменьшается. Но в отличие от водонапорного режима, здесь не проявляется полная компенсация отобранной нефти пластовыми водами, следовательно пластовое давление уменьшается в течение всего периода разработки.

Геологические условия проявления режима.

1 .Режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным системам, но залежь значительно удалена от области питания, следовательно, гидродинамическая связь залежи с законтурной областью ослабленная.

2.Залежь средних и больших размеров, пониженная проницаемость коллектора (особенно для воды), неоднородность коллектора.

3.Средняя вязкость нефти (5-25 мПа∙с).

4.Превышение пластового давления над давлением насыщения. Процесс вытеснения аналогичен водонапорному режиму, но вследствие более сложных геологических условий увеличивается доля невыработанных запасов.

Динамика показателей разработки.

Q_н – суммарная добыча нефти – изменяется по стадиям.

Р_пл уменьшается с течением всего времени разработки, интенсивность его падения определяется шириной водонефтяной зоны (чем она меньше, тем быстрее падает пластовое давление).

Р_нас=const и всегда меньше пластового давления.

G – газовый фактор. G=const.

Q_ж изменяется в соответствии с Q_н и В. Поскольку обводненность (В) начинает расти с конца I стадии, то Q_ж также появляется с конца I стадии.

В – растет с конца I стадии, достигая максимума в IV стадии. Доля отобранной воды в 1,5-2 раза превышает долю отобранной нефти.

КИН 50-60%.

Вывод: Режим менее эффективен, чем водонапорный, за исключением I стадии. На протяжении дальнейшего периода разработки необходимо искусственное ППД путем закачки в пласт воды.