Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 117

•  пропорциональный отбор нефти из нефтяной оторочки и газа
из газовой шапки;

•  в крутопадающих пластах возможно применение способа раз­
работки, обеспечивающего гравитационный режим.

Если в первую очередь разрабатывать газовую шапку, то нефть внедряется в пределы газовой шапки, что приводит к ее потери. При­чём в зависимости от соотношения объемов, занимаемых в пласте свободным газом и нефтью, потери могут быть различными. При зна­чительных относительных объемах газовой шапки (более 20 % от объема нефтегазонасыщенной части пласта) нефтяная оторочка в ре­зультате внедрения в неё нефти может "потерять¹¹ промышленное зна­чение.

Системы разработки так или иначе определяют режим работы залежи, а следовательно, и возможное значение коэффициента конеч­ной нефтеотдачи.

Так, в работе М.А.Жданова [3] для различных режимов реко­мендовались следующие значения коэффициента конечной нефтеот­дачи:

• для эффективного водонапорного режима     0,6-0,8

274

•  для эффективного режима газовой шапки      0,5-0,7

•  для неэффективного режима газовой шапки   0,4-0,6

•  для упруговодонапорного режима   0,5-0,7

•  для режима растворенного газа   0,2-0,4

•  для гравитационного режима   0,1 -0,2

По данным Е.А.Поламбуса [5], в США принимаются следующие значения коэффициента конечной нефтеотдачи:

•  для водонапорного режима   0,35-0,65

•  для режима растворенного газа   0,05-0,35

•  для режима газовой шапки не менее   0,25

•  для режима газовой шапки в сочетании с гравитационным до                                                                        0,06

Упругий и гравитационный режимы дополняют другие режимы в сторону увеличения нефтеотдачи [1].

Более сложную проблему представляет разработка крупных нефтегазовых месторождений с обширными подгазовыми зонами. В подгазовых зонах некоторых месторождений Тюменской области со­держится до 70 % запасов нефти, а проницаемость коллектора со­ставляет 0,1-0,2 мкм~. Запасы нефти таких месторождений относятся к категории трудноизвлекаемых. Во многих случаях нефтяные ото­рочки подстилаются подошвенной водой, что создает дополнитель­ные трудности. Способы разработки таких залежей находятся на ста­дии теоретического изучения и опытно-промышленных испытаний. Большое значение имеет создание математических моделей, на базе которых возможно изучение процессов разработки залежей и оценка технологических показателей при различных геолого-физических ус­ловиях и технологических параметрах [2].

В работе изучается возможность максимального использования естественных режимов работы пласта с обширными подгазовыми и водонефтяными зонами и предлагается разрабатывать нефтяную ото­рочку батареями горизонтальных скважин.

При вытеснении одной жидкости другой возможно рассмотре­ние двух предельных схем течения. Первая - схема послойного тече­ния, что соответствует системе жестких трубок тока (проницаемость по оси у (к_у) равна нулю, а по оси х (к_х) - некоторое значение к). Дру­гой случай предполагает, что давление в каждом поперечном сечении потока распределено гидростатически, т.е. проницаемость по оси у

275

где к\ - относительная фазовая проницаемость жидкости 1 в зоне жидкости 2, м²;

к₂ - относительная фазовая проницаемость жидкости 2 в зоне жидкости 2, м²;

pi - давление на кровле пласта. Па;

р₂ - давление на подошве пласта, Па;

\i\ - вязкость жидкости 1 в пластовых условиях, Пас;

[х₂ - вязкость жидкости 2 в пластовых условиях, Па-с;

Yi - удельный вес жидкости 1 в пластовых условиях, Н/м³;