Наблюдается в резервуарах закрытого типа, в которых отсутствует напор краевых вод в результате наличия загудронизированной зоны на контакте нефти и воды (рис. 8) в литологически изолированной линзе.
При вскрытии такой залежи силой, движущей нефть по пласту к забоям скважин, является энергия газа, растворенного в нефти. При понижении давления в пласте ниже давления насыщения выделившийся из нефти газ примет форму мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти, вследствие чего объем газонефтяной смеси неизбежно увеличивается, а это влечет за собой вытеснение нефти к забоям скважин. Вначале, когда пузырьков газа в порах еще сравнительно мало, относительная проницаемость пласта для газа еще очень низка, газ выталкивает нефть из пласта, не проскальзывая через пору, и совершает работу с высоким коэффициентом полезного действия.
Этому периоду разработки пласта соответствует стремительный рост добычи нефти, быстрое падение пластового давления при сравнительно небольшой величине газового фактора (рис. 9).
|
|
Рис. 8. Схема закрытых резервуаров.
I – изолированная линза, II – массивная залежь с гудронизированной (окисленной) зоной на водонефтяном контакте, III – то же пластовая залежь, 1 – нефть, 2 – гудрон, 3 – вода, 4 – скважина
Рис. 9. Характеристика работы пласта при режиме растворенного газа.
Рпл – пластовое давление, Q – добыча нефти, Г – газовый фактор.
Газовым фактором принято называть отношение количества добытого газа к количеству добытой нефти за тот же промежуток времени. Газовый фактор выражают в нормальных (объем газа приводят к атмосферному давлению и температуре 0° С) кубических метрах газа на кубический метр или тонну добытой нефти. Период резкого возрастания добычи относится к первой стадии разработки залежи.
По мере снижения пластового давления степень разрежения нефти возрастает; количество пузырьков газа в пласте увеличивается; одновременно увеличивается относительная проницаемость пласта для газа, а относительная проницаемость пласта для нефти резко уменьшается. В силу этого все большие количества газа проскальзывают к забоям скважин, не выталкивая нефть. Поэтому по мере разработки пласта газовый фактор будет возрастать сначала медленно, затем очень быстро.
После того как будет добыто 8—10% нефти от ее первоначального объема в пласте, относительная проницаемость пласта для нефти станет крайне низкой, а для газа очень высокой, в результате чего дебиты газа будут очень большими, а дебиты нефти незначительными. Этот период разработки характеризуется стремительным снижением общей добычи и большой величиной газового фактора. При режиме растворенного газа период резкого возрастания добычи нефти сразу сменяется периодом резкого снижения ее, минуя вторую стадию относительно стабильной добычи.
|
|
Вследствие большой подвижности газа по сравнению с подвижностью нефти дегазация залежи произойдет быстрее, чем она будет истощена. В результате этого газовый фактор, достигнув максимума, опять уменьшится, после чего нефть к забою скважины будет подтекать в основном под действием силы тяжести самой нефти. Этот период относится к четвертой, завершающей стадии разработки залежи.
При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. Поэтому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окружностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.
Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.
При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10—20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20—25%.
Режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытеснения водой, имеет место тогда, когда в залежь проникает теми или иными путями вода в небольших количествах при давлениях, мало отличающихся от пластового давления в залежи. Такой режим наблюдается на Восточном массиве Ишимбайской группы, на Ключевском месторождении и др. При этом повышаются дебиты нефти. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 7—10%.
Контуры нефтеносности обычно не перемещаются, но наблюдается очаговое распространение воды в нефтяной залежи от источника воды.