Режим растворенного газа.

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.

Р_пл – 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.