Режим растворенного газа. Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения

Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки, геологическая залежь должна быть запечатана.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Рис. 2.8. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: q_к - нефти, q_ж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k_извл.н-коэффициент извлечения нефти

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 2.8). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Высоковязкие нефти имеют низкую газонасыщенность и минимальную нефтеотдачу пластов при РРГ (до 5-6%). Маловязкие нефти имеют газовый фактор до 150-200 м³/т и степень извлечения их за счет энергии растворенного газа в случае хороших коллекторских свойств пласта может превышать 20-25% от балансовых запасов даже при редких сетках скважин.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.