Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

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, ;

Кп, Кн, Кв - 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).







Дата добавления: 2015-08-30; просмотров: 1100. Нарушение авторских прав


Рекомендуемые страницы:


Studopedia.info - Студопедия - 2014-2020 год . (0.003 сек.) русская версия | украинская версия