шенні тиску в пласті, віднесене до одиниці об'єму, незначно, при величезних обсягах поклади і живильної її водонапірної системи таким чином можна витягти до 15% нафти від промислових запасів.
Коефіцієнт нафтовіддачі при упруговодонапорном режимі також може досягати 0,8.
При Газонапірний режимі джерелом енергії для витіснення нафти є тиск газу, стисненого в газовій шапці. Чим більше її розмір, тим довше знижується тиск в ній.
У родовищах, що працюють в Газонапірний режимі, процес витіснення нафти розширюється газом зазвичай супроводжується гравітаційними ефектами. Газ, що виділяється з нафти, мігрує вгору, поповнюючи газову шапку і відтісняючи нафту в знижену частину поклади. У міру зниження рівня газонафтового контакту відбувається прорив газу до нафтових свердловин, що знаходяться ближче до контуру газоносності, і їх експлуатація припиняється, т. К. В іншому випадку витрачання енергії розширення газу газової шапки буде нераціональним.
Коефіцієнт нафтовіддачі пласта при Газонапірний режимі складає 0,4-0,6.
При режимі розчиненого газу основним джерелом пластової енергії є тиск газу, розчиненого в нафті. У міру зниження пластового тиску газ з розчиненого стану переходить у вільний. Розширюючись бульбашки газу виштовхують нафту до вибоїв свердловин.
Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу найнижчий і становить 0,15-0,3. Причина цього в тому, що запас енергії газу часто повністю виснажується набагато раніше, ніж встигають відібрати значні обсяги нафти.
Гравітаційний режим має місце в тих випадках, коли тиск в нафтовому пласті знизилося до атмосферного, а наявна в ньому нафту не містить розчиненого газу. При цьому режимі нафту стікає в свердловину під дією сили тяжіння, а звідти вона відкачується механізованим способом.
4.3 Стадії розробки родовищ
Стадія розробки - це період процесу розробки, що характеризується певним закономірним зміною технологічних і техніко-економічних показників. Під технологічними і техніко-економічними показниками процесу розробки поклади розуміють поточну (середньорічну) і сумарну (накопичену) видобуток нафти, поточну і сумарний видобуток рідини (нафти і води), обводненість видобувається рідини (відношення поточного видобутку води до поточної видобутку рідини), поточний і накопичений водонефтяной фактор (відношення видобутку води до видобутку нафти), поточну і накопичену закачку води, компенсацію відбору закачуванням (відношення закачаного обсягу до відібраного пріпластових умовах), коефіцієнт нафтовіддачі, число свердловин (видобувних, нагнітальних), пластовий і забойное тиску, поточний газовий фактор , середні дебіт видобувних і прийомистість нагнітальних свердловин, собівартість продукції, продуктивність праці, капітальні вкладення, експлуатаційні витрати, наведені витрати та ін.
За динамікою видобутку нафти виділяють чотири стадії процесу розробки покладів пластового типу в гранулярних колекторах при водонапірному режимі [15].
Перша стадія - освоєння експлуатаційного об'єкта - характеризується:
) інтенсивним зростанням видобутку нафти до максимально заданого рівня (приріст становить приблизно 1-2% на рік від балансових запасів);
) швидким збільшенням діючого фонду свердловин до 0,6-0,8 від максимального;
) різким зниженням пластового тиску;
) невеликий обводненностью продукції (обводненість продукції сягає 3-4% при в'язкості нафти не більше 5 мПас і 35% при підвищеній в'язкості);
) досягнутим поточним коефіцієнтом нафтовіддачі (близько 10%).
Тривалість стадії залежить від промислової цінності поклади і становить 4-5 років, за закінчення стадії приймається точка різкого перегину кривої темпу видобутку нафти (відношення середньорічного відбору нафти до балансових її запасами).
Друга стадія - підтримка високого рівня видобутку нафти - характеризується:
) більш-менш стабільним високим рівнем видобутку нафти (максимальний темп видобутку нафти знаходиться в межах 3-17%) протягом 3-7 років і більше для родовищ із маловязкімінефтямі і 1-2 року - при підвищеній в'язкості;
) зростанням числа свердловин, як правило, до максимуму за рахунок резервного фонду;
) наростанням обводнення продукції (щорічне зростання обводнення становить 2-3% при малій в'язкості нафти і 7% і більше при підвищеній в'язкості, на кінець стадії обводненість коливається від кількох до 65%);
) відключенням невеликої частини свердловин через обводнення і перекладом багатьох на механізований спосіб видобутку нафти;
