Режим растворенного газа

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруговодонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления.

Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом наблюдается сегрегация газа, образование пузырьков свободного газа. Расширяясь, они придают газонефтяной смеси высокую упругость и способствуют ее продвижению к забоям добывающих скважин. Пузырьки газа характеризуются большей относительной проницаемостью по сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам, совершая работу с высоким коэффициентом полезного действия. Этому периоду разработки залежи соответствуют значительный рост отборов нефти, быстрое падение пластового давления при небольшом увеличении газового фактора.

Снижение пластового давления ниже давления насыщения в пределах большей части площади приводит к значительной сегрегации газа по всему объему залежи. Газ продвигается не только к забоям скважин, но и в повышенные участки структуры, образуя вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате этого количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение газового фактора и значительное снижение дебитов нефти (рис. 2.5). Таким образом, для залежей с режимом растворенного газа характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа.

На заключительной стадии разработки за счет большей подвижности и относительной проницаемости газа происходит дегазация залежи, хотя в пласте остается еще значительное количество нефти. В этот период газовый фактор уменьшается до минимальных значений, вязкость нефти за счет дегазации резко увеличивается, а дебиты ее минимальны. В результате этого значительные объёмы нефти остаются в пласте, коэффициент нефтеотдачи достигает 0, 1 - 0, 3 д.е, (10-30%). Низкая нефтеотдача может быть объяснена высокой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащимся в залежи.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластового давления, например, закачка воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутри контурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается газ, отбираемый совместно с нефтью, а также воздух.

Примерами залежей с развитием режима растворенного газа являются залежи Краснодарского и Ставропольского краев, Урало-Поволжья, Сибирского Приуралья. Как отмечалось выше, возможно проявление в залежах одновременно двух режимов - упруговодонапорного и растворенного газа. Характерным примером этого является залежь нижнего карбона Ярино-Каменноложского месторождения в Пермской области.