Природные режимы нефтегазоносных залежей — страница 5

  • Просмотров 804
  • Скачиваний 22
  • Размер файла 146
    Кб

упруговодонапорном режиме (рис. 8) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее. Рис. 8 Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме. Рис. 9 Зависимость динамического пластового давления Рпл от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной области: 1-большие; 2-небольшие; 3-законтурная

область практически отсутствует Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг

залежи темп падения давления постепенно замедляется (рис. 8), в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на Рис. 9. соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что

характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи. Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки. Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5—7% в год от НИЗ (рис. 8). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80

% извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2—3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5—0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.