Газобиохимическая съемка. 5 страница

На участках отсутствия продуктивного пласта вследствие выкли­нивания изогипсы не проводятся, а зона отсутствия пласта ограни­чивается линией со своим условным знаком. Если коллекторы пла­стов замещаются в ряде скважин непроницаемыми разностями на всю мощность пласта, то граница распространения коллекторов до построения карты поверхности переносится с карты значений О_сп. Изогипсы в зоне замещения проводятся пунктиром с учетом отме­ток непроницаемых аналогов прослоев-коллекторов (рис. 96).

Основным способом построения структурных карт и карт по­верхностей является способ треугольников. Построению должен предшествовать анализ положения высотных меток кровли или по­дошвы коллекторов пласта, на основании которого составляется приближенное представление о форме структуры и ее простирании. При разбивке на треугольники не следует соединять линиями сква­жины, расположенные на разных крыльях структуры. Нужно так­же избегать острых углов при построении треугольников, а длинные их стороны проводить только параллельно простиранию структуры (см. рис. 92).

- 284 -

В районах развития линейных складок более эффективным спо­собом построения структурных карт является способ профилей. Иногда для построения структурных карт глубокозалегаюших го­ризонтов, вскрытых единичными скважинами, применяют метод схождения.

6.2.10. Определение границ распространения залежей

нефти и газа и построение карт эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта

Границы распространения залежей нефти и газа контролируют­ся наряду с зонами выклинивания и литолого-фациального замеще­ния также положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК) контактов. При определении контактов ис­пользуют результаты опробования и промыслово-геофизических ис­следований скважин. С этой целью составляется схема опробования и обоснования ВНК, ГНК, ГВК, на которую наносятся шкала глубин в абсолютных отметках и колонки всех скважин со снесением на ли­нию профиля их проекций на вертикальную плоскость (рис. 97). На колонке каждой скважины условными знаками показывают: положе­ние кровли и подошвы пласта; проницаемые и непроницаемые ин­тервалы; насыщение проницаемых интервалов нефтью, газом или во­дой и контакты между ними поданным промыслово-геофизических исследований; интервалы опробования и их результаты; диаметры шайб и депрессии на пласт. По этим данным создается представле­ние о характере контактов.

Как правило, контакт нефть—вода редко бывает ровной плоско­стью. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную

Рис. 97. Схема обоснования абсолютной отметки ВНК: Интервалы: 1 — нефтенасыщенный, 2 — непроницаемый, 3 — перфорированный, 4 — водонасыщенный, 5 — с неясной характеристикой;

Н — дебит нефти; В — обводненность нефти в % и дебит воды в м³/сут

- 285 -

или наклонную. Контакт жидких флюидов с газом чаще бывает го­ризонтальным; поверхность его ближе к плоскости. Линия контак­тов на схеме проводится таким образом, чтобы она являлась средней по отношению к контактам в отдельных скважинах.

Установленные таким образом отметки контактов нефть — вода, нефть—газ, газ—вода переносятся на карты поверхности кровли и по­дошвы коллекторов продуктивного пласта с целью построения со­ответственно внешних и внутренних контуров нефтеносности и га­зоносности, которыми определяются границы пластовой сводовой залежи. В массивной залежи переносится только внешний контур. При горизонтальном контакте внешние и внутренние контуры про­водятся по изогипсе, имеющей отметку контактов. При наклонном контакте предварительно составляется карта поверхности контакта.

Затем эта карта накладывается последовательно на карты по­верхности кровли (рис. 98) и подошвы коллекторов продуктивно­го пласта и через точки с одинаковыми отметками проводятся соот­ветственно внешний и внутренний контуры нефтеносности. После этого внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформи­ровавшиеся залежи имеют резкую границу между нефтью и водой. В неоднородных пластах, особенно с низкими коллекторскими свойствами, а также в ныне формирующихся залежах между чисто

- 286 -

нефтяной и водяной.частями пласта располагается переходная зона, насыщенная как нефтью, так и водой. При этом с глубиной степень насыщения водой увеличивается.

В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интер­вала. Опробование верхнего интервала, смежного с зоной предель­ного нефтенасыщения, дает, как правило, притоки одной нефти, среднего — нефти и воды, причем чем дальше от зоны предельного нефтенасыщения, тем выше процент воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала даст притоки одной воды.

Граница между средним и нижним условными интервалами яв­ляется границей залежи нефти. На графике зависимости относи­тельной проницаемости от нефтенасыщенности она соответствует точке, в которой относительная проницаемость для нефти при по­ступлении двух фаз в скважину становится больше нуля. Поскольку нефтенасыщенность в переходной зоне всегда меньше, чем в основ­ной залежи, запасы в переходной зоне подсчитываются отдельно. С этой целью составляются карты эффективной мощности нефтега­зонасыщенной части пласта, переходной зоны и основной залежи.

Карты эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта

- 287 -

Эти карты составляются на основе карт эффективной мощности пласта (рис. 99). На такую карту пластовой сводовой залежи нано­сят внешний и внутренний контуры нефтегазоносное™. В пределах внутренних контуров карта эффективной мощности нефтегазона­сыщенной части пласта полностью соответствует карте эффектив­ной мощности. В водонефтяной зоне, между внутренним и внеш­ним контурами нефтегазоносное™, изопахиты пласта проводят пу­тем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересе­чения с внутренними контурами до нуля на внешнем контуре. При этом следует учитывать данные скважин в водонефтяной зоне. По массивным залежам (рис. 100) карта эффективной мощности не­фтегазонасыщенной части пласта составляется путем интерполя­ции между максимальным значением мощности на куполе струк­туры и нулевым ее значением на внешнем контуре с учетом данных по скважинам.

6.2.11. Количественная оценка геологической неоднородности

пластов с применением математических методов на ЭВМ

Выше были рассмотрены различные способы графического изо­бражения геологической неоднородности. Между тем все построе­ния, выполненные с учетом кондиционных пределов параметров продуктивных пластов, уже сами по себе основаны на статистиче­ском анализе тесноты связи между двумя геологическими параме-

- 288 -

трами. В последнее время для их изучения на практике широко при­меняются ЭВМ. Они значительно ускоряют процесс вычислений, когда исследователю нужно точно установить вид связи — прямоли­нейный или криволинейный. ЭВМ неоценимы при исследовании многомерных связей между различными петрофизическими свой­ствами коллекторов для установления кондиционных пределов па­раметров продуктивных пластов.

Наряду с описанными выше способами неоднородность продук­тивных пластов может быть оценена количественно с помощью раз­личных коэффициентов, учитываемых при расчете на ЭВМ различ­ных вариантов проектируемых систем разработки. Основой для их подсчета служат материалы детальной корреляции, карты распро­странения пластов и прослоев и т.п.

Коэффициент расчлененности показывает среднее число песча­ных прослоев внутри пласта по разрезам всех скважин на исследу­емой площади. Он может быть выражен в абсолютных величинах, а также посредством энтропии — меры теории информации. В аб­солютных величинах он равен числу прослоев внутри продуктивно­го пласта, установленных в каждой скважине. Исходя из формулы расчета энтропии Н = Σ pi • lg pi; (pi — вероятность появления со­бытия), было предложено долю мощности каждого прослоя в общей мощности пласта h_np/li_njl рассматривать как элемент вероятности. В результате появилась возможность при расчете коэффициента расчлененности учитывать одновременно не только число просло­ев, но и их мощность.

Коэффициент литологической связанности характеризует сооб- щаемость какого-либо прослоя со смежными с ним прослоями. Он равен отношению суммарной площади зон слияния к общей площа­ди распространения этого прослоя в пределах залежи.

Коэффициент выдержанности показывает степень распростране­ния прослоя по площади. Его вычисляют как частное отделения сум­марной площади распространения прослоя к обшей площади залежи.

Неоднородность параметров продуктивных пластов количе­ственно может быть охарактеризована с помощью широкого аппа­рата статистических методов. Распределение значений пористости, проницаемости, глинистости и т.п. может быть представлено гра­фически полигоном распределения, а также оценено с помощью основных характеристик распределения: среднего значения, дис­персии, коэффициента асимметрии, эксцесса. Дисперсия характе­ризует степень рассеяния значений параметра относительно сред­него их значения, коэффициент асимметрии — их симметричность относительно среднего, а эксцесс — круто- или плосковершинность распределения. Часто для этой цели привлекается коэффициент вариации, равный частному от деления среднего квадратического отклонения на величину среднего значения. Поскольку на многих

- 289 -

месторождениях накоплен огромный фактический материал, для расчета основных характеристик распределения широко использу­ются ЭВМ, причем стандартные программы по определению этих характеристик нередко заложены в памяти машин.

Чем меньше степень рассеяния значений параметров относи­тельно среднего значения, чем крутовершинней и симметричней полигон распределения, тем меньше эти основные характеристики и однородней пласт. Промысловый геолог стремится любое неодно­родное распределение разложить на составляющие его однородные, выяснить причину неоднородности, подобрать с помощью ЭВМ те­оретическую кривую к однородному распределению, параметры ко­торой впоследствии используются при машинном расчете различ­ных вариантов разработки залежи.

Контрольные вопросы

1. Каково назначение геологической части ГТН?

2. Какими задачами определяются интервалы отбора керна, бо­ковых грунтов?

3. С помощью каких методов оценивается техническое состоя­ние скважин?

4. Какие геологические условия необходимо учитывать для обе­спечения качественного вскрытия пласта?

5. Какое практическое значение имеют систематические наблю­дения за процессом бурения скважины?

6. Каково практическое значение корреляционных схем?

7. Каково практическое использование структурных карт?

8. Каковы причины неоднородности продуктивных пластов?

9. Каково практическое значение имеет неоднородность коллек­торов при разработке?

10. Каково назначение геологического профиля и сводного раз­реза?

6.3. Режимы залежей нефти и газа

6.3.1. Основные источники энергии в пластах

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кине­тическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Вы­теснение флюидов из залежи происходит под действием природ­ных сил, которые являются основными носителями пластовой энер­гии. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под воздействием водонапорной системы продуктивного горизонта. Под влиянием энергии этой же системы в период формирования за­лежи происходит образование и накопление других источников пла­стовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти. Кроме того, в пла­стах действует сила тяжести нефти.

- 290 -

Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами и неоднородностью пласта внутри залежи и вне ее, составом и соот­ношением флюидов и залежи, удаленностью ее от области питания пластовых вод и условиями разработки.

Для обеспечения притока нефти в скважину пластовое давление, создаваемое этими источниками энергии, должно быть достаточ­ным для преодоления сил, противодействующих движению нефти в залежи и удерживающих ее в пласте. К этим силам относят: сопро­тивление трения; сопротивление деформации пузырьков газа при прохождении их через извилистые капилляры переменного сечения (эффект Жамэна); силы прилипания; капиллярные силы.

Эффективность источников пластовой энергии различна. Чем выше разница между напорами, создаваемыми источниками пласто­вой энергии и противодействующими им силами, тем выше энерге­тические ресурсы пласта.

6.3.2. Давление в нефтяных и газовых залежах

Об энергетических ресурсах пласта судят по изменению пласто­вого давления. Обычно, чем больше начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Однако по начальному пла­стовому давлению не всегда можно создать правильное представ­ление о запасах энергии в пласте. Так, в небольших замкнутых глу- бокозалегающих резервуарах начальное пластовое давление может быть высоким при незначительном запасе пластовой энергии, тог­да как в обширных подземных резервуарах, залегающих сравнитель­но неглубоко и имеющих меньшее, чем в первом случае, начальное давление, запас пластовой энергии значительный. Наиболее полное представление о запасах пластовой энергии можно получить по ха­рактеру изменения пластового давления в процессе разработки за­лежи.

Как известно, пластовое давление увеличивается с глубиной. Установлено, что на каждые 10 м глубины в различных нефтегазо­носных районах оно возрастает на 0,08...0,12 МПа, что соответствует гидростатическому давлению столба воды.

В большинстве нефтяных месторождений пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и ориентировочно его можно подсчитать, разделив глубину залега­ния пласта на 10 (р_ПЯ — Н/10).

Однако необходимо иметь в виду, что на ряде месторождений Азербайджана, Туркмении, Северного Кавказа и т.п. пластовое дав­ление значительно превышает гидростатическое. Такое явление мо­жет быть вызвано горным давлением, уменьшением глубины зале­гания залежи, приуроченной к замкнутому резервуару, в результате вертикальных тектонических движений, а также связью залежи с бо-

- 291 -

лее глубокими горизонтами по тектоническим трещинам. Для газо­вой залежи аномально высокое давление в кровле при значительной ее высоте обусловлено тем, что давление во всей залежи определяет­ся в основном величиной пластового давления на уровне газоводя­ного контакта. Схема подземного резервуара пластового типа пред­ставлена на рис. 101.

Рис. 101. Схема распределения пластового давления Высота: z — газовой шапки; Н — нефтяной части залежи

Необходимо отметить, что до начала разработки залежи обычно давление в пласте на одной гипсометрической высоте одинаковое. Однако на некоторых месторождениях наблюдаются значительные отклонения от этого правила, что обусловливается различным напо­ром краевых вод на разных крыльях структуры, наличием тектони­ческих трещин и т.п.

Карты изобар. Характер распределения пластового давления по пласту лучше всего исследовать по картам давлений, или изобар.

Методика построения карг изобар аналогична методике постро­ения карт поверхностей топографического порядка.

Карты изобар, построенные по данным замеров пластовых давле­ний в скважине на уровне пласта или по данным о давлениях, пере­считанных на уровень пласта, называются картами истинных изобар. Эти карты наряду с изменением давления в пласте при разработке за­лежей отражают и разницу в пластовых давлениях, зависящую от гип­сометрических отметок пласта и плотности насыщающих их флюидов.

В связи с этим использование таких карт в значительной степени затрудняет контроль за пластовым давлением при разработке. Поэ­тому на практике принято строить карты изобар подавлениям, пере­считанным на плоскость ВНК. Такие карты получили название карт приведенных изобар (рис. 102).

- 292 -

Расчет приведенного к плоскости ВН К давления Р по извест

ному значению истинного давления производится по формуле

Если водонефтяной контакт негоризонтальный, то для расчетов принимается горизонтальная плоскость, проходящая через отметку среднего значения ВНК.

Карты приведенных изобар рекомендуется составлять периоди­чески, раз в квартал. С этой целью пластовые давления в скважинах замеряют в течение периода, не превышающего 30 дней. К замерам надо приступить за 15 дней до начала квартала.

При сравнении карты изобар, построенной в данном кварта­ле, с картой изобар предшествующего квартала видно, как измени­лось давление за этот период. Дальнейшим анализом всего промыс­лового материала (отбора нефти из добывающих скважин, закач­ки воды в нагнетательные скважины, коллекторских свойств пласта и т.п.) можно установить причины изменения давления в тех или иных участках пласта. Особое внимание необходимо обращать на зоны максимального падения пластового давления. По результа­там анализа карт изобар должны быть рекомендованы и приняты меры по устранению причин резкого падения давления на отдель­ных участках пласта.

Для газовых залежей карта истинных изобар и приведенных к плоскости ГВК практически будет совпадать, так как давление в различных частях газовой залежи, расположенных на разных гип­сометрических уровнях, изменяется незначительно.

6.3.3. Режимы нефтяных залежей

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа осуществляет­ся под преимущественным воздействием одного, иногда нескольких источников пластовой энергии.

Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и ме­роприятий по воздействию на пласт, называется режимом залежи.

О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов сква­жин, пластовых давлений, газовых факторов и по продвижению кра­евых вод.

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

- 294 -

риод эксплуатации. В соответствии с этим выделяют следующие естественные режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруго­водонапорный, режим растворенного газа, газонапорный (или ре­жим газовой шапки) и гравитационный.

Кроме перечисленных режимов в залежах могут проявляться смешанные режимы, возникающие при одновременном действии двух или нескольких источников пластовой энергии.

Распознавание режима работы залежи на ранней стадии позво­ляет более обоснованно проектировать рациональную систему раз­работки залежи, обеспечивающую максимальное извлечение нефти и газа из недр.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме является напор краевых (подошвенных) вод. Краевые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта неф­ти. Тем самым в пласте поддерживается давление.

Постоянство напора краевых вод зависит от ряда геологических и гидрогеологических факторов, к которым относят близкое распо­ложение залежи к области питания, хорошую сообщаемость между залежью и областью питания с высоким расходом поверхностных и атмосферных вод и большую разницу между их гипсометрически­ми уровнями. Быстрая передача давления от контакта нефти с водой к забоям добывающих скважин обеспечивается высокой проницае­мостью пласта-коллектора, не осложненного различного рода фаци- альными замещениями.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем, определяющим изменение пластового дав­ления. Он может достигать 7...8% от начальных извлекаемых запа­сов нефти в залежи.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне (рис. 103). Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменя­ются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод происходят постепенный подъем водонефтяного контакта и обвод­нение добывающих скважин. В конечный период разработки, ког­да большинство скважин обводнилось и отключено, годовые отборы резко снижаются, а пластовое давление возрастает.

Водонапорный режим является самым эффективным режимом. Для него характерен очень высокий коэффициент извлечения неф­ти, иногда до 0,8. Такая нефтеотдача достигается только при соблю­дении оптимальных темпов отбора.

Упруго-водонапорный режим

При упруго-водонапорном режиме основным источником пла­стовой энергии служат упругие силы воды, нефти и пород, сжатых

- 295 -

Рис. 103. График водонапорного режима нефтяной залежи. Текущая добыча: Тн — нефти, Тв — воды; F— газовый фактор; давление: РНАЧ — начальное, РПЛ — пластовое, РНАЛ — насыщения; Тж — суммарный отбор жидкости; η — текущий коэффициент извлечения нефти

в недрах давлением. Проявление упругих сил обусловлено слабым напором краевых вод, не обеспечивающим поддержание пласто­вого давления при устанавливаемых годовых темпах отбора нефти 4—5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей с упруго­водонапорным режимом характерна слабая связь с областью пита­ния, обусловленная удаленностью от нее, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью пластов-коллекторов. Начальное пласто­вое давление значительно выше давления насыщения.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образу­ется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зерна породы под действием упругих сил начинают расширять­ся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширя­ет зону пониженного давления, освобождая упругие силы на зна­чительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширя­ющихся воды и зерен породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбо­ра. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномер­ное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неод­нородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым

- 296 -

каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевре­менному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обвод­ненности продукции.

При упруго-водонапорном режиме пластовое давление сначала понижается, а затем поддерживается постоянным в зависимости от текущих и суммарных отборов нефти из пласта, но выше давления насыщения. В связи с этим газовый фактор в процессе эксплуатации остается без изменения. Если увеличивать темпы отбора, пластовое давление будет снижаться и, когда оно окажется меньше давления насыщения, в залежи начнет проявляться менее эффективный ре­жим растворенного газа (рис. 104).

Рис. 104. График упруго-водонапорного режима нефтяной залежи Условные обозначения см. на рис. 103

При упруго-водонапорном режиме коэффициент извлечения нефти не превышает 0,45.

Чтобы увеличить темпы отбора нефти, в залежах с упруго­водонапорным режимом необходимо постоянно поддерживать пла­стовое давление путем закачки воды -в пласт, т.е. создавать тем са­мым искусственный водонапорный режим.

Режим растворенного газа

Упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа пред­ставляет собой основную форму пластовой энергии в залежах нефти, не имеющих никакой или почти никакой гидродинамической свя­зи с краевыми водами. В залежах с этим режимом начальное пласто­вое давление примерно равно давлению насыщения. В связи с этим уже после первых отборов нефти пластовое давление оказывается ниже давления насыщения (рис. 105). В результате начинается вы­свобождение энергии растворенного газа путем образования и рас­ширения пузырьков. В этот момент они придают образующейся га-

- 297 -

Рис. 105. График режима растворенного газа нефтяной залежи Условные обозначения см. на рис. 103

зонефтяной смеси высокую степеньупругости, способствуют умень­шению вязкости нефти и облегчают движение смеси к забоям добы­вающих скважин. Рассматриваемый период разработки залежи ха­рактеризуется постоянным снижением пластового давления, отно­сительным постоянством газового фактора и ростом текущих отбо­ров до максимума.

Увеличиваясь в размере и обладая большей по сравнению с неф­тью подвижностью, пузырьки газа прорываются к забоям скважин, опережая фильтрацию нефти. В этот период резко возрастает «газо­вый фактор» и снижается фазовая проницаемость для нефти. В то же время нефть, потеряв основную часть растворенного в ней газа, становится более вязкой и менее подвижной. Поэтому, несмотря на продолжающееся падение пластового давления, текущие отборы нефти начинают резко снижаться до минимума.

В связи с тем, что содержание растворенного газа в нефти огра­ничено, его энергия падает, выделение газа из нефти прекращается. В итоге газовый фактор снижается до минимума.

Таким образом, при режиме растворенного газа темп падения пластового давления зависит от суммарного отбора нефти и газа.

Изложенное выше свидетельствует о низкой эффективности ре­жима растворенного газа. Коэффициент извлечения нефти коле­блется в зависимости от условий в пределах 0,1...0,3.

Для повышения эффективности разработки залежей с режимом растворенного газа применяют различные методы поддержания пла­стового давления: обратную закачку в пласт газа, ранее извлеченно­го с нефтью; закачку воздуха или приконтурное и внутриконтурное заводнения.

- 298 -

Когда энергия, аккумулированная растворенным газом, в пласте полностью израсходуется, в залежи установится гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Газонапорный режим (режим газовой шапки)

Газонапорный режим создается в нефтяной залежи за счет энер­гии газа, первоначально сжатого в газовой шапке и расширяющегося при снижении пластового давления вследствие отборов нефти в до­бывающих скважинах. Создаваемый расширяющимся газом напор вытесняет нефть в направлении забоев скважин, способствуя опу­сканию газонефтяного контакта.

Вследствие особенностей геологического строения продуктив­ных пластов и газонефтяных залежей газонапорный режим является составной частью смешанного режима, действующего в таких зале­жах и обусловленного энергией, создаваемой газом, растворенным в нефти, расширяющимся газом газовой шапки и упругими силами краевых вод. При слабой гидродинамической связи нефтяной зале­жи с краевыми волами смешанный режим обусловливается первыми двумя видами пластовой энергии. Газонапорный режим тем эффек­тивнее, чем контрастнее структура, выше этаж газоносности, лучше проницаемость коллекторов и меньше вязкость нефти.

Так как в нефтяной части залежи начальное пластовое давление примерно равно давлению насыщения, с первыми отборами неф­ти в залежи первоначально проявляется режим растворенного газа. С увеличением депрессионной воронки начинает расширяться газо­вая шапка, а когда область снижения давления достигнет границ не­фтяной залежи, приходят в действие упругие силы краевых вод, спо­собствуя медленному подъему водонефтяного контакта.

В результате отборов нефти давление в газовой шапке постоян­но снижается, что влечет снижение добычи и рост газового фактора. Часть растворенного газа может переходить в свободное состояние и мигрировать в газовую шапку. Поэтому для сохранения пластовой энергии следует избегать выпуска газа из газовой шапки, эксплуата­ции скважин с высоким газовым фактором и прорыва нефти в кол­лекторы газовой шапки. С этой целью в газовую шапку закачивают газ. Соблюдение таких условий способствует увеличению коэффи­циента извлечения нефти.

Гравитационный режим

Гравитационный режим обычно проявляется на последней ста­дии разработки нефтяной залежи, когда действие других источников пластовой энергии иссякает. При гравитационном режиме нефть под действием силы тяжести передвигается к забоям скважин.