 |
Режим газовой шапки (газонапорный режим)
|
|
|
|
Присутствие первичной газовой шапки над нефтяной залежью свидетельствует об избыточном количестве газа, полностью насыщающего нефть при пластовых давлении и температуре. Это так называемая «насыщенная залежь». В этом случае пластовая энергия заключена не только в газе, растворенном в нефти, но и в сжатом пластовым давлением свободном газе газовой шапки. При снижении пластового давления по мере извлечения нефти и уменьшения ее объема расширяющийся свободный газ «подчищает» поровое пространство, способствуя передвижению этой нефти к скважинам. Режим работы залежи, характеризующейся наличием первичной газовой шапки и движением нефти исключительно в результате расширения растворенного газа и сжатого газа газовой шапки, называется газонапорным режимом или режимом газовой шапки. Соотношения между объемами нефти и газовой шапки в таких залежах могут быть самыми различными: одни залежи характеризуются небольшими газовыми шапками, другие, наоборот, крупными шапками и незначительными нефтяными оторочками.
Когда в залежи с режимом растворенного газа пластовое давление упадет до точки кипения, различие между этим режимом и газонапорным режимом начинает исчезать. Давление в залежи с режимом растворенного газа может снижаться до тех пор, пока не образуется газовая шапка, т.е. на поздних стадиях разработки в залежи могут действовать оба источника пластовой энергии. В начальной стадии разработки, когда залежь только что вскрыта скважинами, для любой залежи характерен максимум аластовой энергии. Затем по мере снижения пластового давления количество пластовой энергии уменьшается вплоть до полного ее истощения, и дальнейшее извлечение нефти становится невозможным.
|
|
|
Фиг. 10-15. Эксплуатационная характеристика залежи при газонапорном режиме (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).
Раньше, когда не были еще известны залежи с газонапорным режимом, скважины обычно «продували» до тех пор, пока из залежи не выходило все избыточное количество газа и в скважину не начинала поступать нефть. Скважины, вскрывшие газовую шапку, начинали давать чистый газ сразу же, но часто газом фонтанировали и скважины, вскрывшие нефтяную часть залежи, в особенности в случае слишком быстрого извлечения флюидов. В результате энергия сжатого газа преждевременно истощалась, что вело к необходимости перевода скважин на насосный способ добычи значительно раньше, чем это требовалось при условии сохранения пластовой энергии. Современные методы эксплуатации скважин направлены на максимальное использование пластовой энергии, чтобы газ не только увлекал в скважину возможно большее количество нефти, но и способствовал подъему этой нефти на поверхность.
Эффективность разработки залежей на газонапорном режиме значительно выше, чем на режиме растворенного газа, и коэффициент нефтеотдачи колеблется от 30 до 80%, но в большинстве случаев не превышает 60%.
Основным фактором, препятствующим более полному извлечению нефти при газонапорном режиме, является низкая вязкость газа, обусловливающая большую, чем у нефти, скорость фильтрации его сквозь наиболее проницаемые участки пласта. Если залежь интенсивно эксплуатируется, газ начинает обгонять нефть, почти не вытесняя ее из порового пространства. На фиг. 10-15 показана типичная диаграмма снижения темпа добычи в случае работы залежи на газонапорном режиме. Газовый фактор достигает максимального]значения в момент, когда добыча нефти из залежи становится минимальной.
Залежи, которые в условиях небольших глубин обычно характеризуются присутствием газовых шапок, приобретают совершенно иной облик с увеличением температуры и давления с глубиной, пока в конечном счете различие между нефтью и газом не исчезнет вовсе. Такому случаю отвечает точка В на фиг. 10-4. Плотность газа возрастает с увеличением давления (или глубины) в результате увеличения степени сжатия газа в ограниченном пространстве. Плотность нефти, наоборот, по мере погружения будет уменьшаться, так как возрастающее давление будет способствовать переходу все большего количества свободного газа в растворенное состояние. В конце концов в критической точке, соответствующей абсолютному давлению 5000-6000 фунт/кв. дюйм (350-420 атм), величины плотности газа и нефти станут равными, а значения вязкости, поверхностного натяжения и сжимаемости - настолько близкими, что отличить нефть от газа станет практически невозможно, ибо они перейдут в однофазное состояние. Такова, в частности, природа газоконденсатных залежей: при увеличении давления происходит растворение нефти в газовой фазе (испарение) и образование однофазной системы, а при снижении давления ‑ обратная (ретроградная) конденсация с разделением смеси на жидкую и газообразную фазы.
|
|
|
Водонапорный режим
Водонапорным называется такой режим работы залежи, когда пластовое давление передается от подземных вод, окружающих залежь, к зоне контакта вода - нефть или вода ‑ газ [24]. Пластовая энергия залежи с водонапорным режимом поступает из части резервуара, расположенной за пределами залежи, и распространяется в направлении градиента давления, возникающего в момент извлечения из залежи флюидов. Вода двинется в сторону залежи, заполняя ту часть порового пространства, которая ранее была занята извлеченными нефтью, газом и пластовой водой, и тем самым поддерживает пластовое давление в залежи. Давление на водо-нефтяном или водо-газовом контакте может быть гидростатическим или гидродинамическим, может быть обусловлено упругим сжатием воды, упругими силами сжатого газа, растворенного в этой воде, упругим сжатием горных пород, а такя^е суммарным воздействием нескольких или даже всех этих сил. Возможно присутствие и газовой шапки, но при водонапорном режиме ее роль как дополнительного источника пластовой энергии не столь велика, как при газовом режиме.
|
|
|
Если пластовое давление в течение разработки залежи остается равным или близким по величине к начальному пластовому давлению, то это означает, что в пласт поступает количество воды, эквивалентное по объему извлеченным нефти и газу, и с такой же скоростью, с какой происходит извлечение нефти и газа. В этом случае можно говорить об активном водонапорном режиме. Возникновению его могут способствовать следующие факторы: 1) интенсивный подток воды в залежь (как при обнажении ограниченной системы флюидов), компенсирующий добычу и поддерживающий пластовое давление; 2) относительно небольшое расширение огромных объемов воды, окружающей залежь, вследствие общего снижения давления; 3) относительно небольшое уменьшение объема порового пространства в общей массе пород-коллекторов за пределами залежи, обусловливающее увеличение влияния геостатического давления при соответствующем снижении пластового давления (давления флюидов) в результате извлечения флюидов из залежи; 4) комбинации всех факторов. В природе существуют залежи, характеризующиеся различной степенью интенсивности водонапорного режима ‑ от залежей активного водонапорного режима до зален^ей, в которые законтурная вода поступает так медленно, что происходит резкое снижение пластового давления с соответствующим уменьшением количества добываемой нефти. Неактивный или частичный водонапорный режим бывает трудно отличить от режима растворенного газа или гравитационного режима.
Иногда характер разработки залежи определяется всеми тремя режимами, и очень трудно определить относительную роль каяедого из них.
Геологическим условием, определяющим возможность активного водонапорного режима, является широкое площадное распространение природного резервуара, обеспечивающее наличие больших масс воды, достаточных для замещения извлеченных из пласта флюидов. Если природный резервуар имеет линзовидную форму или он тектонически нарушен, или включает зоны пониженной проницаемости и т. п., возможность активного водонапорного режима маловероятна. В некоторых районах можно еще до открытия залежи или вскоре после ее открытия предсказать вероятный режим залежи. В большинстве случаев, однако, характер движения пластовых код не может быть определен до тех пор, пока из залежи не будет извлечено определенное количество нефти и газа, достаточное для определения тенденций в изменении физического состояния пластовых флюидов, количественных изменений их объемов и вероятного коэффициента продуктивности (величины снижения пластового давления на 1 баррель добытой нефти).
|
|
|
Когда пластовые воды движутся из окружающих участков в залежь и заполняют пространство, ранее занимаемое извлеченными нефтью и газом, они 1) уменьшают разницу в величинах потенциалов флюидов между залежью и скважиной и между залежью и окружающей ее площадью; 2) вытесняют нефть из порового пространства; 3) способствуют перемещению нефти и газа к скважине. Если извлечение нефти и газа происходит быстрее, чем подток воды, пластовое давление будет снижаться в соответствии с темпом добычи, и промывающее действие законтурных вод будет уменьшаться. В отличие от газонапорного режима при активном водонапорном режиме можно добиться восстановления пластового давления путем остановки скважин на некоторое время. Когда пластовое давление быстро восстанавливается до первоначальной величины, это указывает на большой запас пластовой энергии и на хорошие коллекторские свойства пород. При газонапорном режиме или режиме растворенного газа энергия сосредоточена только в пределах самой залежи и, следовательно, величина ее весьма ограничена, тогда как в случае активного водонапорного режима пластовая энергия велика и практически даже безгранична. В связи с этим нефтеотдача из залежей при активном водонапорном режиме оказывается обычно значительно выше, чем из залежей, характеризующихся любым другим режимом, и нередко достигает 70-80% от начальных геологических запасов, но в среднем не превышает 60%¹.
Характеристика разработки типичной залежи с активным водонапорным режимом приведена на фиг. 10-16. Пластовое давление здесь понижается медленно в зависимости от темпа отбора жидкости из пласта, и газовый фактор остается относительно постоянным в течение всего периода разработки залежи. Добыча нефти практически не снижается до тех пор, пока в скважины не начнет поступать пластовая вода. В конечном счете количество извлекаемой нефти уменьшится до нуля, и скважины будут давать только чистую воду.
|
|
|
Изменение давления воды в связи с добычей флюидов из залежи может распространяться на значительное расстояние. Месторождение Айн-Дар в Саудовской Аравии расположено в 27 милях к западу от месторождения Абкайк. Продуктивный пласт один и тот же. Снижение пластового давления в Айн-Даре привело к соответствующему снижению пластового давления и в Абкайке, что указывает на тесную взаимосвязь обоих месторождений [25]. Снижение пластового давления на месторождении Шулер в Арканзасе распространилось на несколько миль
¹В отдельных залежах, содержащихся в третичных отложениях Чечено-Ингушской АССР и характеризующихся водонапорным режимом, коэффициент нефтеот: достигал 90-95%. - Прим. ред.
(см. стр. 379 и 514-515). Изучение бассейна Ист-Тексас свидетельствует о том, что снижение давления в продуктивном песчанике Вудбайн (мел) месторождения Ист-Тексас привело к возникновению градиента гидравлического потенциала на площади, охватывающей практически весь бассейн, на расстоянии свыше 70 миль (110 км) от месторояадения [26]. Карта изобар, иллюстрирующая это явление, приведена на фиг. 10-17.
Количественно пластовая энергия залежей с водонапорным режимом может быть выражена весом столба воды от кровли залежи до потенциометрической поверхности. Однако в последние годы все чаще стали обнаруживаться случаи, когда, несмотря на совершенно очевидный водонапорный режим, непосредственной связи между нефтегазоносным пластом и областью питания его подземными водами, поступающими в пласт в зонах выхода его на поверхность, не обнаруживается. Следовательно, должны существовать другие источники энергии, 
Фиг. 10-16. Эксплуатационная характеристика залежи при водонапорном режиме Тексас. (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-94, 1952).
Фиг. 10-17. Карта изобар бассейна Ист-Тексас (Rumble, Spain, Stamm Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, р. 336, Fig. 8, 1951)
На карте показано снижение пластового давления в результате добычи нефти из месторождений Ист-Тексас и Мехия. Сечение изобар через 50 фунт/кв. дюйм (3,5 атм). Точечной линией показана граница распространения песчаников Вудбайн.
обусловливающие проявление водонапорного режима в залежи. Наиболее существенными из них являются: 1) сжатые пластовые воды, которые заключены в коллекторах, развитых на окружающей площади или в бассейне; 2) упругое сжатие коллекторов как в пределах самого природного резервуара, так и на окружающей площади; 3) осмотические силы, проявляющиеся в результате наличия полупроницаемой мембраны, образуемой глинистыми отложениями.
Сжатые воды. Расширение сжатых флюидов, заключенных в породах окружающей залежь площади бассейна, можно рассматривать в качестве возможного источника пластовой энергии в некоторых залежах, характеризующихся водонапорным режимом¹. Хотя, как показано в табл. 10-3, сжимаемость воды крайне
¹В советской литературе такой режим называют упруго-водонапорным. - Прим. ред.
Таблица 10-3 Сжимаемость воды, нефти и горных пород
| Сжимаемость воды |
| Песчаники Вудбайн, бассейн Ист-Тексас (35-10-3) |
| 1,11×10-7 фут³/фут³/фунт/фут² (1)* |
| 1,85×10-8 фут³/фут³/фунт/фут² (замерено на образцах (2)) |
| 5,3×10-8 фут³/фут³/фунт/фут² ‑ расчетная величина (2) |
| Артезианские водоносные пласты |
| 0,015% на 100 футов высоты (3) |
| Месторождение Спраберри, западный Техас |
| 3,2×10-6 (эквивалентно 0,037 баррель /акр /фунт /дюйм² (4) |
| Сжимаемость нефти |
| Пластовые жидкости (в среднем) |
| 10×10-6 (5) |
| Месторождение Редуотер, Альберта, Канада |
| 6,73×10-6 баррелъ/баррель/фунт/дюйм² (6) |
| Месторождение Ист-Тексас |
| Начальное пластовое давление 1625 фунт/дюйм² (114 атм), |
| давление насыщения 740 фунт/дюйм² (52 атм), 0,1% на 100 фунт/дюйм² (2) |
| Нефть Около 68×10-4/100 фунт/дюйм² (7) |
| Месторождение Спраберри, западный Техас |
| 12,2×10-6 (эквивалентно 0,124 баррель /акр /фунт /дюйм² (4) |
| Месторождение Ист-Тексас |
| Начальное пластовое давление 1625 фунт/дюйм² (114 атм), |
| давление насыщения 740 фунт/дюйм² (52 атм), 0,1% на 100 фунт/дюйм² (2) |
| Нефть Около 68×10-4/100 фунт/дюйм² (7) |
| Месторождение Спраберри, западный Техас |
| 12,2×10-6 (эквивалентно 0,124 баррель /акр /фунт /дюйм² (4) |
| Сжимаемость пород |
| Тонкозернистые песчаники и алевролиты Спраберри |
| 1,88×10-7 (эквивалентно 0,045 баррель/акр/фунт/дюйм² (изменение объем пор/ полный объем породы/давление (4) |
| Песчаники Вудбайн (мел), Страун и Бартлсвилл (пенсильваний) |
| 3,0×10-6 (изменение объем пор/полный объем породы/давление (5)) |
| 1,88×10-7 (эквивалентно 0,045 баррель/акр/фунт/дюйм² (изменение объем пор/ полный объем породы/давление (4) |
* В круглых скобках ‑ литературная ссылка.
S.E. Buckly, The Pressure-Production Relationship in the East Texas Field, in Production Practice, Am. Petrol. Inst., p. 141, 1938.
R.G. Rumble, H. H. Spain, H. E. Stamm III, A Reservoir Analyzer Study of the Woodbine Basin, Tech. Pub. 3219, Petrol. Technol., 1951; Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, pp. 335-336, 1951.
О.Е. Meinzer, Compressibility and Elasticity of Artesian Aquifers, Geol., 23, p. 285, 1928.
4 L.F. Elking, Reservoir Performance and Well Spacing, Spraberry Trend Area Field of West Texas, Tech. Pub. 3622, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 198, p. 186, 1953.
H.N. Hall, Compressibility of Reservoir Rock (Tech. Note 149), Journ. Petrol. Technol., p. 18, 1953; Trans., 198, p. 310.
I. Haskett, Reservoir Analysis if Redwater Pool, O. and G. Journ., p. 146, tabl. 3, 1951.
M. Muskat, Physical Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New York, p. 271, 1949.
низкая, объемы воды на площади рассматриваемого бассейна настолько огромны, что энергия, возникающая при их расширении, может оказаться достаточной для поддержания пластового давления. Во многих случаях бывает трудно отличить эффект расширения сжатой воды от эффекта расширения растворенного газа, в виде микроскопических скоплений поступающего в пластовые воды региона. Некоторое количество пластовой энергии заключено в сжатой нефти и поровой воде самой залежи. однако объемы флюидов в пределах залежи бесконечно малы по сравнению с объемом воды в регионе и их роль в создании водонапорного режима ничтожна.
В лабораторных условиях произведены многочисленные измерения сжимаемости горных пород [27]. Общая эффективная сжимаемость породы может быть обусловлена: 1) сжимаемостью заключенных в породе флюидов и 2) сжимаемостью слагающих породу
Фиг. 10-18. График зависимости между пористостью и общей (или эффективной) сжимаемостью пород-коллекторов (Hall, Tech. Note 149, Jonrn. Petrol, technol., p. 18, Fig. 2, 1953). Эффективная сжимаемость пород означает изменение единицы перового пространства на единицу давления. Все анализы производились при температуре + 35°С.
1 - известняк; 2 - песчаник.
частиц. Общая сжимаемость коллекторов показана на фиг. 10-18. Если из общей сжимаемости вычесть сжимаемость флюидов (10×10-6 фут³/фут³/фунт/дюйм²), получим степень уплотнения породы. На фиг. 10-19 показана сжимаемость горных пород. Сжимаемость нефти в пластовых условиях может привести к значительным расхождениям между расчетной и фактической величинами геологических запасов нефти в пласте (фиг. 10-20).
Даже на хорошо изученных месторождениях, таких, как, например, Ист-Тексас, где проводились детальные исследования пластовых условий [28], в особенности пластового давления, бывает очень трудно установить источники водонапорного режима.
Падение пластового давления распространяется на очень большое расстояние
Фиг. 10-19. График зависимости эффективной сжимаемости от уплотнения пород (Hall, Tech. Note 149, Journ. Petrol. Technol., p. 18, Fig. 3, 1953).
Разница в величинах сжимаемости, показанных на данной фигуре на фиг. 10-18, представляет собой величину расширения породы, обусловленную расширением составляющих ее минералов при снижении давления в насыщающих породу флюидах.
1 - известняк; 2 - песчаник; 3 - песчаник (по данным Горного бюро США).
от залежи (фиг. 10-17), что обусловливает недостаточное восполнение добытой нефти окружающими пластовыми водами.
Донагю [29] показал, что увеличение объема пластовых вод песчаников Вудбайн месторождения Ист-Тексас равно 28,6-10-5% на каждые 100 фунт/кв. дюйм снижения давления (4,1×10-5% на каждую атмосферу), что обусловливает удаление из порового пространства 0,57 баррелей воды на каждый акрфут песчаника. Уплотнение, т.е. уменьшение пористости, песчаников Вудбайн - порядка 45-10-5%/100 фунт/кв. дюйм (6,5×10-5% на 1 атм) снижения пластового давления, что равносильно удалению из этого песчаника 0,9 баррель/акрфут пластовой воды¹). Общее количество воды, поступающей из водонасыщенной части пласта вокруг залежи, составит 1,47 баррель/акрфут, С учетом мощности горизонта Вудбайн 300 футов при снижении пластового давления на 100 фунт/кв. дюйм с каждого акра площади этого пласта будет отжиматься до 440 баррелей воды,
Фиг. 10-20. Влияние сжимаемости горных пород на оценку геологических запасов нефти в пласте (Hall, Tech. Note 149, Journ. Petrol. Technol., p. 19, Fig. 4, 1953).
Сжимаемость пород может обусловить завышение расчетных величин геологических запасов нефти на 30-100% по отношению к действительным запасам.
1 - известняк; 2 - песчаник.
а с 1 кв. мили около 280 000 баррелей. Однако уплотнение коллекторских пород, окружающих залежь, становится эффективным только при условии значительного снижения пластового давления. Между тем уплотнение (или уменьшение пористости) способствует также и поддержанию пластового давления. Поэтому, если уплотнение является единственным источником пластовой энергии, мы вправе ожидать, что пластовое давление будет поддерживаться на том же или почти на том же уровне. Таким образом, водонапорный режим в бассейне Ист-Тексас может быть обусловлен комбинацией различных источников давления, таких, например, как частичная разгрузка вод на обнажениях, расширение сжатых вод, расширение сжатых пород, удаление воды из пласта вследствие деформации и сжатия глинистых частиц внутри пласта при снижении пластового давления и соответствующем увеличении геостатического давления, расширение растворенного газа и микроскопических пузырьков свободного газа, рассеянных в пластовых водах горизонта Вудбайн.
Сжатые породы-коллекторы. Скорость поступления в залежь пластовых вод при активном водонапорном режиме может быть различной, но обычно колеблется в пределах 100-1000 фут/год [30]. Медленное поступление воды характерно для залежей с частично водонапорным режимом, например для стратиграфических залежей. В таких залежах нередко общее продвижение законтурных вод не превышает нескольких сотен футов даже после многих лет эксплуатации залежи. Первоначальная пластовая энергия в этом случае обусловлена в значительной степени расширением растворенного газа и гравитационными
¹Рамбл, Спейн и Стамм [26, стр. 336] приводят цифру 4,7×10-8 фут³/фут³/фунт/фут² для сжимаемости водоносного горизонта Вудбайн (сжимаемость пластовых вод 1,85×10-8 фут³/фут³/фунт/фут² плюс уменьшение объема пор песчаника 2,85×10-8 фут³/фут³/фунт/фут²).
силами и лишь частично ‑ движением воды. При низкой скорости поступления воды единственной возможностью повысить эффективность разработки (нефтеотдачу) является медленный темп отбора нефти из залежи. В этом случае вода успевает вытеснить нефть даже из слабопроницаемых зон пласта, и следовательно, значительно меньшее количество нефти останется неизвлеченной.
Осмотические силы. Прослои глинистых пород действуют в качестве полупроницаемых мембран, обусловливая возможность проявления осмотических сил. В тех случаях, когда глинистый прослой разделяет два водоносных пласта с различно минерализованными водами, воды пласта с низкой концентрацией солей начнут проникать сквозь глинистый прослой в пласт с сильно минерализованной водой. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока пластовое давление в пласте с высоко минерализованной водой не станет столь большим, что будет препятствовать движению флюидов, пока не наступит равновесие (глина является проницаемой для воды, но не для солей, растворенных в этой воде). Вода движется сквозь глинистую мембрану и разбавляет более минерализованные воды горизонта до тех нор, пока противодавление не остановит этот процесс. Это движение воды также является дополнительным источником повышения пластового давления в том горизонте, куда эта вода поступила.
Хотя подобные процессы, вероятно, наблюдаются во всех без исключения районах, где глинистые пласты разделяют водоносные горизонты сводами различной солености, они могут не сказаться на пластовом давлении в случае высокой проницаемости пород, выдержанности и широкого площадного распространения пласта-коллектора. И наоборот, в тех случаях, когда мы имеем дело с «загрязненными» песчаниками, линзовидными телами и отложениями с изменчивой проницаемостью, влияние осмотических явлений может оказаться весьма значительным.
Гравитационные силы
Сила тяжести в какой-то степени оказывает влияние на общую величину пластовой энергии в течение всего периода разработки залежи. Давление столба нефти в сумме с градиентом потенциала флюида способствует продвижению нефти к скважине. Эта сила может оказаться существенной в высокоамплитудных ловушках. Гравитационные силы могут являться одним из основных источников пластовой энергии при водонапорном режиме, поскольку вес столба воды создает гидростатическое давление и вместе с весом перекрывающих пород обусловливает накопление энергии сжатой воды, сжатого растворенного газа, рассеянных микропузырьков газа и сжатых пород-коллекторов. Послойное разделение нефти, газа и воды в результате различия их плотностей также представляет собой проявление гравитационной энергии в резервуаре.
В качестве активного источника пластовой энергии гравитационные силы начинают выступать на последних стадиях разработки нефтяных залежей с режимом растворенного газа, когда ресурсы газа практически истощены, а пластовая вода в залежь не поступает. Пластовое давление к этому моменту достигает минимума, и под действием собственного веса вся оставшаяся в пласте нефть начинает фильтроваться сквозь поры в нижнюю часть залежи к забоям скважины, откуда она с помощью насоса может быть извлечена на поверхность. Таким образом, гравитационные силы способствуют продлению сроков разработки залежи, которая в противном случае была бы уже давно прекращена. Режим разработки залежи, при котором нефть движется из верхних частей залежи в нижние под влиянием собственного веса, называется гравитационным режимом. При благоприятных условиях разработка залежи на гравитационном режиме может оказаться весьма эффективной. Известны случаи, когда почти вся извлекаемая нефть поступает в скважину благодаря гравитационным силам [31]. В общем случае нефтеотдача при этом режиме окажется более высокой, если нефть обладает низкой вязкостью, а коллектор - высокой проницаемостью, если пластовое давление создает такое давление вытеснения, которое способно преодолеть капиллярное давление на контакте нефть - вода и протолкнуть нефть сквозь поровое пространство коллектора.
В Эльзасе (Франция), Румынии, Бирме, Японии, СССР и ФРГ известны нефтяные месторождения, разрабатываемые шахтным способом [32]. В этом случае нефть извлекается почти исключительно за счет сил гравитации. Шахтная разработка нефти возможна только при условии отсутствия в ней газа под давлением.
|
|
|
