я тиску навколо поклади темп падіння тиску поступово сповільнюється (див. рис. 2), в результаті відбір рідини при падінні тиску на 1 МПа під часу поступово зростає. Інтенсивність уповільнення падіння тиску при цьому залежить від розмірів законтурне області поклади. Крива 1 на рис. 3 відповідає випадку, коли упруговодонапорная система має великі розміри. Крива 2 відображає випадок з відносно слабкий законтурне областю, що характерно для продуктивних горизонтів, в яких або проникність різко знижується в законтурне області, або є диз'юнктивні порушення на невеликому видаленні від поклади. p align="justify"> Залежність, представлена ​​прямою лінією 3, вказує на те, що видобуток рідини здійснюється лише за рахунок пружних сил власне нафтоносної області (поклад літологічного типу або запечатана). Такий режим покладів в практиці називають пружним. p align="justify"> При Елізіон характері водонапірної системи, коли поклад має СГПД, упруговодонапорний режим, відповідає кривій 2. При високій продуктивності покладів режим може забезпечувати значні коефіцієнти вилучення нафти і темпи розробки. <В
Рис. 2. Динаміка основних показників розробки нафтового покладу при упруговодонапорном режимі: тиск: рпл - пластовий, Рнас - насичення; річні відбори: qн - нафти, qж - рідина; В - обводненість продукції; G - промисловий газовий фактор; kізвл.н - коефіцієнт вилучення нафти
В
Рис. 3. Залежність динамічного пластового тиску Pпл. від накопиченої видобутку рідини qж при упруговодонапорном режимі нафтового покладу з початку її розробки. Розміри законтурне області: 1 - великі; 2 - невеликі, 3 - законтурному область практично відсутня
Темп видобутку нафти при упруговодонапорном режимі в II стадії розробки зазвичай не перевищує 5 - 7% на рік від НИЗ (див. рис. 2). До кінця основного періоду розробки зазвичай відбирається близько 80% видобутих запасів. Видобуток нафти супроводжується більш інтенсивним обводненням продукції, ніж при водонапорном режимі. Значення водонефтяного фактора до кінця розробки може досягти 2 - 3. Значення кінцевого коефіцієнта вилучення нафти зазвичай не перевищують 0,5 - 0,55. У зв'язку із значними відмінностями в активності режиму діапазон значень відносних річних і кінцевих показників розробки при ньому досить широкий. p align="justify"> Природний упруговодонапорний режим, що зберігається до кінця розробки, характерний для верхньокрейдяних покладів Малгобек-Вознесенського та інших родовищ Грозненського району, Східної України та інших районів.
.3 Газонапорний режим
Газонапорний режим - це режим нафтової частини газонафтової поклади, при якому нафта витісняється з пласта під дією напору газу, укладеного в газовій шапці. У результаті зниження пластового тиску в нафтовій частини поклади відбувається розширення газової шапки і відповідне переміщення вниз ГНК. Процес розширення га...
