Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при
котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления
насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки
окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом
виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или
равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при
повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.
Впроцессе
разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи
остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю
нефтенасыщенную толщину пласта.
 |
| Режим растворенного газа |
Динамика годовых
показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис.
42). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода
разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и
текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор
некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества
выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение
промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз
превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины
поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но
и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к
существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти
происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких
кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки
среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более)
превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после
достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия
разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически
без воды.
Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок
депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более
плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент
извлечения нефти не превышает 0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти
имеет и меньшие значения - 0,1-0,15.
Рассматриваемый
режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.
