Газонапорный режим

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:

1. Отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;

2. Отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3. Значительная высота газовой шапки;

4. Высокая фильтрационная характеристика залежи продуктивного пласта;

5. Большие углы падения пород;

6. Небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. В этом случае в залежи наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта (рис. 2.6). Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче (рис. 2.7). Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор значительного количества газа может привести к подъему газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы отборы газа из газовой шапки.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение) осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения (Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность. В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для залежи пласта АВ₂³ Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает 0, 5 - 0, 7 д.е. (50-70%).

Примерами залежей с проявлением газонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областей (Коробковское, Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири (Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское, Ватьеганское и др.).