Результаты гранулометрического анализа 2 страница. 33 Контроль за положением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном

33 Контроль за положением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном

интервале пласта по кривым нейтронных методов НН К НГК ИННК (рис.26);

Q) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК.

2. Возможность применения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их различием в объемном содержании родорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и ННК при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку разделяются газоносная и нефтеносная части пласта и осуществляется контроль за продвижением ГНК.

Рис.26. Движение ГНК во времени (Анастасиевско-Троицкое месторождение):

а - скв. 98; б - скв. 188; в - скв. 382. Замеры: I - фоновый, II - повторный. Пласты:

1 - газоносный, 2 - нефтеносный

3. На диаграммах НМ в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК можно определить по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой

устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.

Промыслово-геофизические методы определения газоводяного контакта аналогичны методам определения водонефтяного контакта.

34 Виды контактов

Положение водонефтяных и газоводяных контактов залежей, находящихся на стадии разведки, т.е. в положении гидродинамического равновесия, обычно принимается в первом приближении за горизонтальную плоскость. Тщательное изучение закономерностей в положении контактов позволяет в дальнейшем правильно оценить величину запасов, а в некоторых случаях и наметить принципы разработки. Детальное изучение контактов, особенно на крупных месторождениях показывает наличие закономерного смещения (наклона) плоскости ВНК, связанного с региональной гидродинамической характеристикой района. Наличие различных отметок контактов в достаточно однородной толще может свидетельствовать о том, что мы имеем дело с различными залежами при отсутствии гидродинамической связи.

Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся совершенно самостоятельными залежами, может свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними. Ярким примером являются пласты Д1 и Дп Туймазинского месторождения. Каждый из них представляет собой громадный объект разработки, но отметки ВНК у них одинаковы - 1470 м. Таким образом, оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между пластами Д1 и Дп была обнаружена в процессе эксплуатации, что привело к коренному изменению системы разработки и внедрению внутриконтурного заводнения.

Наряду с региональными закономерностями различные отметки контактов могут быть вызваны также локальными факторами, связанными с особенностями строения пласта-коллектора и наличием так называемой "переходной зоны". Определение гипсометрического положения контактов залежи в сопоставлении со структурными картами по кровле и подошве этой же залежи продуктивного пласта позволяет установить положение внешнего

и внутреннего контуров нефтеносности. Для изучения строения поверхности ВНК, а также для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс поверхности ВНК.

35 Пластовое давление

Энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов создаются напором краевой и подошвенной воды, газа газовой шапки, давления растворенного в нефти газа, упругостью пласта

и жидкости, силой тяжести. Перечисленные силы обычно проявляются в различных комбинациях друг с другом. Об энер­гетических ресурсах той или иной залежи судят по величине на­чального пластового давления. Пластовое давление - это внутрен­нее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газо­носных пластов. Пластовое давление может проявляться в сква­жинах, других горных выработках, в естественных источниках и т.д.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой нефти, газа в пласте - это одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых.

Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин.

В практике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8-0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см3 высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

К природным факторам, определяющим состояние и величину пластового давления в данном резервуаре, относятся: 1) горное давление; 2) гидростатическое давление; 3) сообщение между пластами; 4) химическое взаимодействие пластовых вод и пород.

Горное давление, В нефтегазодобывающей промышлен­ности с необходимостью учета горного давления впервые встретились при бурении и креплении скважин, а позже при решении вопросов разработки и эксплуатации скважин. Горное Давление обычно подразделяют на геостатическое и геотектоническое. Геостатическое давление - это давление, оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Оно передается породами, а внутри породы - зернами, т.е. скелетом породы. Геостатическому Давлению противодействует внутреннее пластовое давление, которое передается пластовой жидкостью. Механизм передачи геостатического давления и распределение его между скелетом

породы и жидкостью выяснен пока недостаточно. Геотектоническое давление - это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации. Однако до сих пор не изучено, какая часть этого давления передается на жидкость и газы, насыщающие пласты, т.е. повышает в них давление, а какая часть идет на деформацию пластов.

Гидростатическое давление - это давление в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине (градиент давления около 0,01 МПа на 1 м глубины). Величина гидростатического давления в данной точке зависит также от способности породы передавать давление. Например, кварцевые пески и песчаники, имеющие высокую проницаемость, хорошо передают давление. Гидростатическое давление определяет потенциальную энергию напора контурных вод пласта, в котором пластовые жидкости находятся в состоянии покоя.

В процессе разработки пластовое давление снижается; в то же время увеличивается доля геостатического давления, за счет чего уменьшается объем перового пространства и соответственно понижаются пористость, проницаемость пород. За счет этого фактора возможны проседания земной поверхности, локальные землетрясения, особенно в районе газовых месторождений (например Газли; землетрясения в районе г.Нефтеюганска в Западной Сибири; проседание земной поверхности на площади 26 км на месторождении Уилмингтон, Калифорния).

Сообщение между пластами осуществляется за счет тектонических нарушений, стволов грязевых вулканов, иногда скважин. При перетоках из пластов с высоким пластовым давлением в пласты с низким давлением пластовое давление увеличивается в 1,5-2 раза. Это одна из причин существования превышения пластового давления над гидростатическим (сверхгидростатическое пластовое давление). Оно проявляется на ряде нефтяных и газовых месторождений Азербайджана, Северного Кавказа, Средней Азии.

Химическое взаимодействие пластовых вод и горных пород. В результате выщелачивания с.олей из горных пород их концентрация в глубинных пластовых водах возрастает, при этом

объем перового пространства увеличивается, а величина пластового давления понижается. Наоборот, выпадение солей из перенасыщенных растворов понижает объем перового пространства, локализует отдельные участки, пластовое давление при этом резко увеличивается.

В течение всей истории геологического развития осадочной толщи земной коры перечисленные факторы действовали непрерывно, однако с различной интенсивностью, постоянно меняющейся не только во времени, но и в пространстве. Преобладающее воздействие того или иного фактора определяет величину начального пластового давления месторождений, расположенных в различных геологических условиях.

Знание величины пластового давления, особенно в тех случаях, когда оно превышает гидростатическое (сверхгидростатическое пластовое давление), чрезвычайно важно для нормальной проводки скважин, проектирования и разработки нефтяных и газовых залежей. В настоящее время разработаны различные методы прогноза величин сверхгидростатических пластовых давлений. Некоторые из них (В.М.Добрынин, В.А.Серебряков) позволяют на основе промыслово-геофизических исследований с достаточной точностью находить величину пластового давления до вскрытия продуктивного пласта.

В промысловой практике пластовое давление измеряют на забое скважины. При этом следует различать начальное, текущее, статическое и динамическое пластовое давление, забойное давление.

Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт.

Текущее пластовое давление - это давление в залежи на определенную дату.

Статическое пластовое давление - это давление в залежи, когда в ней устанавливается статическое равновесие. Обычно это происходит до начала разработки залежи, либо в процессе разработки, когда все скважины работают на одном и том же режиме.

Динамическое пластовое давление - давление в залежи, когда в ней в процессе разработки отсутствует состояние покоя.

Забойное давление - давление на забое работающей скважины.

Депрессия - разница между пластовым и забойным давлениями.

Статический уровень - максимальный уровень при остановке скважины, соответствующий внутреннему пластовому давлению в залежи.

Динамический уровень - уровень при работе скважины. В скважинах, вскрывших продуктивный пласт на различных отметках, величины пластовых давлений будут различными еще до начала разработки залежи. Поэтому при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки, при гидродинамических расчетах пользуются приведенными давлениями, отнесенными к некоторой условной поверхности. Обычно за такую поверхность принимают начальное положение ВНК или ГВК.

Данные о приведенном к ВНК пластовом давлении по отдельным скважинам используют для построения карт пластовых давлений (карт изобар). Эти карты строят на определенные даты, причем для их построения необходимо иметь достаточное количество одновременных замеров пластовых давлений по всей площади залежи. Под одновременными следует понимать замеры, сделанные в течение нескольких суток. Карты изобар строят путем линейной интерполяции значений пластовых давлений между точками скважин.

Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки. Основная задача изучения карт изобар - определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, пластовой воды, воздействием на пласт, с учетом геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов по площади залежи.

Кроме карты изобар строят карты разницы пластовых давлений. При этом берут разницу в пластовых давлениях в скважине на последнюю и предыдущую даты. Анализ таких карт позволяет установить различные экраны между нагнетательными и добывающими скважинами, определить эффективность закачки воды, например, при законтурном заводнении.

36 Пластовая температура

Изучение изменения пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования и осуществления разработки продуктивного пласта, установления режима его работы, динамики пластовых вод, для исследования теплового поля земной коры, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией.

Многочисленные исследования в СНГ и за его пределами показали, что с увеличением глубины температура недр повышается. Было отмечено также, что в различных районах земного шара скорости возрастания температуры с глубиной различны. Так, в Грозненском нефтеносном районе температура увеличивается на 1°С при погружении на 8-12 м, в Апшеронском - на 21-37 м, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции - на 80- 100 м и т.п. В среднем для верхних слоев земной коры (10-20 км) температура повышается на 1° С с погружением на 33 м.

В геосинклинальных областях температуры нарастают быстрее, чем на платформенных; на молодых платформах - быстрее, чем на древних.

Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину надо закрыть на 20-25 сут. для того, чтобы в ней установился естественный температурный режим, нарушенный бурением или эксплуатацией. Однако чаще всего замеры делают по истечении 4-6 ч после остановки скважины. При бурении температуру определяют обычно в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

В добывающих (действующих) насосных скважинах температуру замеряют после подъема насоса; эти замеры надежны только для интервала эксплуатируемого пласта. Для получения надежных данных по другим интервалам скважину необходимо заполнить глинистым раствором и оставить на более или менее дли­тельный срок (до 20 сут). Для этой цели используют бездействующие или временно законсервированные добывающие скважины.

При замерах температур необходимо учитывать газопроявления и связанное с ними возможное понижение естественной температуры.

37 Понятие о режимах работы нефтяных и газовых залежей

Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт. О характере проявления того или иного режима судят по изменению во времени дебитов нефти и газа, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых и подошвенных вод.

Продвижение и вытеснение флюидов из залежи к забоям скважин происходит под действием природных сил, которые являются основными носителями пластовой энергии. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах следующие:

1) напор краевых вод; 2) упругие силы нефти, газа, воды и породы;

3) расширение газа, растворенного в нефти; 4) давление сжатого газа (газовые шапки нефтегазовых и газонефтяных залежей, газовые залежи); 5) сила тяжести; 6) закачка воды, газа, воздуха в процессе разработки нефтяных залежей. Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, этапом и формой залежи, коллекторскими свойствами, составом и соотношением флюидов в залежи, удаленностью залежи от области питания пластовых вод, условиями разработки залежей.

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа производится под преимущественным воздействием одного, а иногда и нескольких источников пластовой энергии. Продолжительность каждого этапа зависит от запасов пластовой энергии основного источника, а также от мероприятий по воздействию на пласт, направленных на сохранение затрачиваемой пластовой энергии Поэтому в процессе разработки залежи в зависимости от характера проявления источников пластовой энергии может проявляться последовательно и несколько режимов. В зависимости от морфологии залежи, изменения литолого-фациальных и коллекторских свойств в ее пределах одновременно в процессе разработки может отмечаться несколько режимов (например, на Ярино-Каменноложском месторождении Пермской области одновременно было два режима: упруго-водонапорный и растворенного газа).

Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период

разработки залежи. В соответствии с этим выделяют следующие режимы.

Для нефтяных залежей:

1) жесткий водонапорный;

2) упруго-водонапорный;

3) газонапорный (режим газовой шапки);

4) ре?|(им растворенного газа;

5) гравитационный. Для газовых залежей:

1) газовый (режим расширяющегося газа);

2) газо-упруго-водонапорный;

3) газоводонапорный.

38 Водонапорный режим

Водонапорный режим - это режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в

пласт водой.

Основным источником пластовой энергии, обеспечивающей продвижение нефти из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пластовые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее нефти, обеспечивая в процессе разработки постоянное пластовое давление.

Постоянство пластового давления в свою очередь обуслов­ливают многие геологические и гидрогеологические факторы:

1) хорошая сообщаемость между областью питания и нефтяной залежью;

^) близкое расположение залежи к области питания (15-25 км);

3) большая разница в гипсометрических отметках между областью питания и нефтяной залежью;

4) высокая фильтрационная характеристика пласта-коллектора (проницаемость достигает 1Д=1,02-10 ' м);

5) отсутствие тектонических нарушений и зон фациального замещения.

Отборы нефти в процессе разработки в основном остаются постоянными, но после извлечения 50 % запасов нефти начинают постепенно понижаться. Пластовое давление в залежи

Рис. 30 а, б, в, г. Графики динамики разработки залежей при различных режимах:

а - водонапорный режим; б - упруго-водонапорный режим; в - газонапорный режим;

г - режим растворенного газа. Кривые динамики бц Р^ - пластовое давление, Рц^ - давление насыщения; б„ - добыча воды; Гр - газовый фактор

обычно постоянно, но очень медленно понижается. Изменение пластового давления зависит от текущего отбора нефти. Газовые факторы остаются постоянными, так как величина пластового давления всегда выше, давления насыщения. За счет продвижения подошвенных и краевых вод наблюдается интенсивное обводнение эксплуатационных скважин и как следствие этого - падение добычи нефти. Особенно интенсивно обводнение нефти наблюдается на конечном этапе разработки (рис.30, а).

Водонапорный режим за счет активного напора краевых и подошвенных вод наиболее эффективен, коэффициент нефтеотдачи достигает 0,7-0,8. При такой нефтеотдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скважинам наблюдаются устойчивые дебиты нефти, получаемые фонтанным способом. Наличие устойчивых дебитов нефти не требует разработки мероприятий по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа или воздуха, что в свою очередь позволяет добывать наиболее дешевую по себестоимости нефть. Этот режим по его оптимальным показателям разработки называют еще жестким (активным) водонапорным режимом.

Проявление водонапорного режима в нефтяной залежи устанавливается на основе комплекса геологопромысловых исследований в течение пробной эксплуатации. В течение этого периода фиксируются текущие и суммарные отборы нефти, газа и воды, пластовые давления, газовый фактор, обводненность продукции, продвижение текущих контуров нефтеносности.

Классическим примером проявления водонапорного режима является режим залежей XIII, XIV, XXII пластов Новогрозненского нефтяного месторождения, где он впервые был зафиксирован и описан. В пределах Урало-Поволжья примером

140-

залежи с водонапорным режимом является залежь пласта С-1 Мухановского нефтяного месторождения (Самарская область), где разработка с 1952 г. до настоящего времени проводится без поддержания пластового давления.

39 Упруго-водонапорный режим

Упруго-водонапорный режим - это режим залежи, при котором углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. В отличие от водонапорного режима основным источником энергии напора воды являются упругость жидкости, а также упругость самой породы. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям скважин при упруго-водонапорном режиме, являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и гидростатического давлений. При этом режиме наблюдается незначительное проявление активности подошвенных и краевых пластовых вод, которые не могут обеспечить стабилизации пластового давления при добыче нефти. Слабая активность пластовых вод объясняется отсутствием хорошей гидродинамической связи между областью питания и нефтяной залежью, что также зависит от различных геологопромысловых факторов:

1) значительного удаления нефтяных залежей от области питания;

2) наличия фациальных замещений в пласте-коллекторе;

3) наличия разрывных нарушений в пределах пласта;

4) незначительной разницы в гипсометрических отметках области питания и нефтяной залежи;

5) низкой фильтрационной характеристики пласта-коллектора (невысокие проницаемость, гидропроводность, подвижность, пьезопроводность).

Отборы нефти при упруго-водонапорном режиме постоянно понижаются, причем наибольшие темпы их понижения проявляются при текущей нефтеотдаче, достигающей 30-35 %. Пластовое давление в залежи начинает снижаться с самого начала разработки, захватывая со временем все большую и большую площадь, образуя значительные воронки депрессии. Область понижения пластового давления распространяется даже на законтурную водоносную часть пласта. Вследствие снижения пластового давления начинают проявлять себя упругие силы, под воздействием которых находятся скелет породы, нефть, газ, вода. В залежи за счет расширения перечисленных компонентов

появляется дополнительное давление, под действием которого продвигается нефть к забоям скважин, а также перемещаются внешний и внутренний контуры нефтеносности по направлению к зоне отбора. Однако дополнительное давление, создаваемое упругими силами, довольно быстро расходуется на продвижение нефти к забоям скважин, на преодоление гидравлических сопротивлений. Поэтому пластовое давление быстро понижается и его величина зависит как от текущего, так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды (жидкости) из залежи (рис.30, б)

Газовые факторы с начала разработки остаются постоянными, однако в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения могут быстро увеличиваться и достигать весьма высоких значений, в залежи начинает формироваться режим растворенного газа. За счет постоянного продвижения контурных и подошвенных вод наблюдается постепенное прогрессирующее обводнение продукции, причем темпы обводнения достигают максимальных значений на заключительном этапе разработки.

Таким образом, упруго-водонапорный режим менее эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи здесь достигает лишь 0,4-0,7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки нефть добывается фонтанным способом, а в конце второй стадии скважины обычно переводятся на глубинно-насосную эксплуатацию. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов нефти в залежах с развитием упруго-водонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.

Примерами залежей с проявлением упруго-водонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Урало-Поволжья (Полазненское, Ярино-Каменноложское, Шкаповское, Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Мухановское, Дерюжевское и др.). Широко распространены залежи с рассматриваемым видом режима в пределах Западной Сибири (Трехозерное, Западно-Сургутское, Усть-Балыкское, Правдинское, Холмогорское и др.).

40 Газонапорный режим

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в

залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:

1) отсутствие фациальных замещений в продуктивном пласте;

2) отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3)значительная высота газовой шапки;

4) высокая фильтрационная характеристика залежи продуктивного пласта;

5) большие углы падения пород;

6) небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате рас­ширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. В этом слу­чае в залежи наблюдается постепенное опускание газонефтяного контакта. Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что соответственно приводит к уменьшению дебитов нефти. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти (рис.30, в).

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче. Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению водонефтяного контакта по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части залежи и отбор значительного количества газа может привести к подъему газонефтяного контакта и внедрению нефти в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно

извлечь. Естественно, что этот процесс в значительной степени понижает конечную нефтеотдачу. В таких случаях недопустимы отборы газа из газовой шапки.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти. Закачка воды (барьерное заводнение) осуществляется на контуре газ-вода. Впервые этот способ был применен на залежи Б-1 Бахметьевского месторождения (Волгоградская область), где показал очень высокую эффективность. В настоящее время барьерное заводнение успешно применяется для залежи пласта АВ-2-3 Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Конечная нефтеотдача при газонапорном режиме достигает 0,5-0,7.

Примерами залежей с проявлением газонапорного режима являются залежи, расположенные в пределах Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областей (Коробковское, Арчединское, Бугурусланское и др.). Большое количество залежей с описываемым режимом выявлено в пределах Западной Сибири (Быстринское, Лян-Торское, Самотлорское, Варьеганское, Ватьеганское и др.).