Упруговодонапорный режим нефтяной залежи

Этот режим отличается от водонапорного тем, что отбор жидкости из пласта (нефть + вода) при разработке не полностью компенсируется внедряющейся в залежь пластовой водой. Действие напора краевых вод также проявляется, но с меньшей силой и интенсивностью. В результате идет постепенное снижение пластового давления в залежи, которое распространяется далеко за ее пределы. В области снижения давления происходит расширение как самой породы, так нефти и воды. И хотя коэффициент сжимаемости воды и породы незначителен, но площади области пониженного давления в сотни раз превышают площади залежей.

Поэтому упругие силы пласта и флюидов служат источником значительной энергии, выжимающей нефть и воду к забоям добывающих скважин. Величина жидкости, которая может быть добыта за счет упругих сил пласта и насыщающих его флюидов может быть оценена по формуле:

 

,

 

где ∆V – объем добытой жидкости за счет упругих сил пласта и флюидов, тыс. м³;

V – объем пустотного пространства залежи, тыс. м³;

- соответственно сжимаемость среды (породы), нефти, воды, ;

К_п, К_н, К_в - коэффициенты пористости, нефтенасыщенности, водонасыщенности;

∆р - депрессия на пласт (разница между начальным и текущим давлением в залежи), МПа.

 

Геологические условия проявления упруговодонапорного режима:

1) пониженная проницаемость продуктивного пласта;

2) значительная фациальная неоднородность пласта;

3) повышенная вязкость нефти;

4) большие размеры залежи;

5) значительные отборы жидкости, которые не могут компенсироваться внедрением малоактивной пластовой воды.

Динамика показателей разработки залежей на упруго-водонапорном режиме имеет черты сходства и различия с водонапорным. Сходство – это постоянный газовый фактор, т.к. пластовое давление не опускается ниже давления насыщения, главное отличие заключается в том, что на протяжении всего периода разработки пластовое давление падает, причем тем интенсивнее, чем меньше площадь законтурной области сниженного давления.

Рост обводненности при разработке на упруговодонапорном режиме начинается раньше, уже в середине II стадии, а значение коэффициента извлечения нефти (КИН) снижается до величины 0,5 – 0,55 (рисунке 20).

 

Рисунок 20 – Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме (условные обозначения см. на рисунке 19).