Сложные режимы работы пласта

В некоторых случаях режимы природных нефтяных пластов характеризуются лишь проявлением одного вида энергии вытес­нения нефти. Чаще, однако, режим пласта обусловлен наличием более сложного сочетания одновременно или последовательно действующих сил, каждая из которых самостоятельно влияет на залежь. Так, различие между водонапорным режимом и сме­шанным (водонапорным сов­местно с режимом растворен­ного газа) состоит в том, что распределение давления в за­лежи не может установиться так же, как при водонапор­ном режиме, по той причине, что упругость газа не позволяет сразу снизить давление. В на­чале эксплуатации такой за­лежи повсеместно проявляется первая фаза режима растворен­ного газа.

Затем, когда область паде­ния давления распространится до контура нефтеносности, начнет действовать напор воды (рис. 1.5). В результате внеш­ний ряд скважин будет эксплуа­тироваться при напорном ре­жиме, скважины внутренних рядов, после пересечения их условных контуров питания, — при второй фазе режима раст­воренного газа. В первый пе­риод эксплуатации такой за­лежи текущая добыча, будет выше, чем при водонапорном режиме. Разработка залежи сопровождается поступлением краевой воды, в результате чего первоначальный режим — режим растворен­ного газа — постепенно заменяется водонапорным. В конечном итоге все скважины вовлекаются в зону действия водонапорного режима и со временем обводняются.

Только та нефть, которая поступает в скважины за счет на­пора краевой воды, вызывает соответствующее продвижение водонефтяного контакта. Отбор же нефти под влиянием газа способствует лишь уменьшению насыщенности породы, значение которой при достаточно длительном действии режима растворен­ного газа может понизиться до соответствующего предела. IIри этом коэффициент нефтеотдачи при смешанном режиме не меньше, чем при водонапорном.

Режим пласта становится также сложным, если одновременно действуют напоры краевой воды и газовой шапки. В этом случае нефть полностью насыщается газом, и зона, примыкающая к водонефтяному контакту, будет эксплуатироваться под действием напора воды, а зона, близкая к газонефтяному — под действием напора газа.

Вследствие общности механизма действия сил при водо- и газона­порном режимах процесс эксплуа­тации будет протекать так же, как и в предыдущем случае, отличаясь от него только двусторонним тече­нием жидкости. На залежь одновременно наступают водонефтяной и газонефтяной контакты, и скважины близкие к первому кон­такту последовательно обводня­ются, а ко второму — загазовыва­ются. Оба контакта сходятся в конечной стадии разработки к некоторой линии внутри залежи. Будем называть ее линией схождения контактов (рис. 1.6). Конечный коэффициент отдачи определяется раздельно для каждой из зон распространения режимов, причем в водо­напорной зоне он выше, а в газонапорной — ниже. До сих пор мы рассматривали процесс эксплуатации залежей в условиях существования водонапорного режима с каким-либо другим, так как такое сочетание режимов, наиболее распростра­ненное, можно принудительно создать посредством законтурного или внутриконтурного заводнения. Однако встречаются нефтяные залежи, разработка которых происходит при сочетании других режимов, например газонапорного с режимом растворенного газа. В этом случае отбор газа из газовой шапки, темпы эксплуа­тации нефтяной залежи могут существенно изменить коэффициент нефтеотдачи. Последний снижается не только вследствие того, что залежь не может быть разработана полностью при газона­порном режиме, который характеризуется более высоким коэф­фициентом отдачи, чем при режиме растворенного газа, но и в ре­зультате потерь нефти, проникшей в газонасыщенную зону пласта. Поэтому при разработке таких залежей целесообразно сохранить газовую шапку и лишь после разработки нефтяной зоны при­ступить к эксплуатации газовой шапки. В главе XIV покажем, что существует другой рациональный способ разработки подоб­ного типа залежей.