Вытеснение нефти водой и газом

Гудков Александр Александрович: НР-10

КР: «Вытеснение нефти водой  и газом»

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Тюменский государственный  нефтегазовый университет

Филиал ТюмГНГУ в г. Когалыме

 

 

 

Кафедра «Разработки и  эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

На тему: «Вытеснение нефти  водой и газом»

 

 

 

 
 Выполнил:                                                студент гр. НР-10 
                                                           Гудков А.А.

 

Проверил: Дегтярев В.А.

 

 

 

 

 

 

 
Когалым 2013

 

 

 

 

 

Содержание

 

Введение

 

1. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ 4

 

2. ВОДОГАЗОВОЕ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ 6

 

3. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ 8

 

4. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО- 9

ПОРИСТОГО ПЛАСТА

 

5. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ  10

И ПАРОМ

 

6. ГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ 11

 

7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА 13

 

8. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА  14

ВОДОЙ ИЛИ ГАЗОМ

 

9. ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ДВИЖЕНИЕ ГАЗИРОВАННОЙ 18

 ЖИДКОСТИ

 

10.  ОСНОВНЫЕ ТЕОРИИ ПОРШНЕВОГО И  25

НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

 

11.  РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 28

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

Введение

 

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ из пласта — замещение нефти, содержащейся в породе-коллекторе, другим агентом (водой, газом и др.). При промышленной разработке нефтяной залежи (месторождения) вытеснение нефти происходит за счёт перепада давления, обусловленного поддержанием на забое добывающих скважин давления ниже пластового (начального или текущего) и непрерывным или периодическим отбором притекающих из пласта флюидов (жидкостей и газа).

При вытеснении нефти за счёт расходования естественной пластовой  энергии фильтрация нефти в скважину вызывается упругим расширением  жидкости и скелета породы, выделением из нефти газа и увеличением его  в объёме, а также вторжением законтурной  воды в залежь. В крутопадающих  пластах вытеснение нефти обусловливается  действием сил гравитации, возможно в сочетании с расширением  газовой шапки. Механизм вытеснения нефти существенно различается  в зависимости от свойств системы  нефть — вытесняющий агент  — порода. Если вытесняющий агент  имеет большую вязкость, чем нефть, то замещение последней происходит единовременно, при наличии очень  узкой переходной зоны, в которой  фильтруются и нефть и вода (поршневое вытеснение нефти). Если вязкость нефти больше, то на фронте вторгающегося в пласт вытесняющего агента замещается только часть нефти.

Для повышения эффективности  вытеснение нефти из пластов —  увеличения темпов отбора, полноты  извлечения — в пласт искусственно вводят энергию путём нагнетания вытесняющих агентов. Практически  на всех вводимых в разработку месторождениях предусматривается вытеснение нефти  из продуктивных пластов путём нагнетания воды, как наиболее доступного и  эффективного агента. С 60-х годов  в качестве вытесняющих агентов  используют также воду с различными химическими добавками, пар и  др.

Темп отбора нефти из залежи определяется перепадом давления между  линией нагнетания (нагнетательными  скважинами) и зоной отбора нефти (добывающими скважинами), а также  протяжённостью линии нагнетания. Увеличение этой линии достигается т.н. разрезанием  нефтяной залежи на блоки или отдельные  поля рядами нагнетательных скважин. Максимальный темп отбора может быть достигнут при площадном заводнении, когда вся продуктивная площадь залежи делится на элементы, в каждом из которых осуществляется нагнетание вытесняющей нефть воды. Полнота вытеснения нефти из пласта определяется действием капиллярных сил в системе нефть — вытесняющий агент — порода и структурными особенностями пустотного пространства; характеризуется коэффициент вытеснения — отношением извлечённой на поверхность нефти к её первоначальному количеству в единице объёма пласта.

 

1. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

 

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т. д.

За многолетнюю практику эксплуатации нефтяных месторождений  предложено множество методов и  технологических приемов, позволяюпцих увеличить отбор нефти из пород. Далее мы рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, в основе которых лежат те или иные физические явления, изученные нами в преды-дущих разделах.

Увеличение нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.

Как мы уже видели, вода значительно  лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где  это целесообразно по геологическим  условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают  путем нагнетания воды с поверхности  в пласт за контур нефтеносности  или же в нефтяную часть залежи .

Эффективность заводнения еще более повышается при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.

Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт  воды или свободного газа, а также методы восполнения знергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не дают еще возможности извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности, большая часть которых описана в предыдущих главах.

Например, лучше вытесняются  из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

Как известно, даже тяжелые  битумы хорошо растворяются в некоторых  легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.

В главе IV были рассмотрены  явления обратного испарения  и конденсации тяжелых углеводородов  в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуатационных скважин затем вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.

В лабораторных условиях и  при промышленных испытаниях получили хороший результат при использовании  многих других методов увеличения нефтеотдачи: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами стабилизированными поверхностно-активными веществами, движущийся очаг горения и т. д.

В лабораторных условиях изучаются  также электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия  на пласт.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых  жидкостей, физико-химии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к возникновению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных на новых физических принципах.

В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного  пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых  методов увеличения нефтеотдачи пластов.

 

 

2. ВОДОГАЗОВОЕ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

 

Технология циклического водогазового воздействия заключается  в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси  нагнетается газ и вода через  одну и ту же или в отдельные  нагнетательные скважины.

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил й верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10— 15 %), при которой газ неподвижен.

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.

Водогазовое циклическое  воздействие наряду с положительным  влиянием на довытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками.

Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко  снижается й для газа в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.

 

Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать  эффективность вытеснения нефти  и охвата пласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и  характера неоднородности пласта и  соотношения вязкостей нефти  и воды.

Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких неф-тей представляет интерес поиск способа реализации водога-зовой циклической репрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

 

 

 

3. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

 

Широкое распространение методов  заводнения сделало вытеснение нефти водой из пластов основным процессом разработки нефтяных месторождений.

В этом параграфе будут рассмотрены  лишь особенности вытеснения нефти  водой из пористой среды, а не из пластов в целом.

Согласно одной из наиболее простых  схем, вытеснение нефти водой из пористой среды представляется происходящим наподобие тому, как, например, вода, подаваемая снизу в вертикально поставленную трубу, замещает находившуюся там ранее более легкую, чем вода, жидкость.

Такое вытеснение получило название «поршневого».

Однако эксперименты и опытные  данные о фактической разработке нефтяных месторождений показали, что  вытеснение нефти водой даже из достаточно однородных пористых сред является неполным.

Тем более неполным оказывается  вытеснение нефти водой из реальных неоднородных пластов.

Несмотря на это, представление  о поршневом характере вытеснения нефти водой с учетом неполноты  замещения нефти водой может  быть использовано при определенных расчетах.

Развитие исследований процесса вытеснения нефти водой показало, что при  этом процессе нефть и вода движутся в пористой среде совместно.

В области изучения механизма вытеснения нефти водой из пористых сред имеется  обширная литература.

Образование скачков насыщенности при вытеснении нефти водой можно  объяснить тем, что в соответствии с характером функции F (s) скорость движения воды в области с большей водонасыщенно-стью намного выше скорости движения воды в области с меньшей водонасыщенностью.

Использование схемы двухфазной фильтрации Раппопорта — Лиса для описания процесса вытеснения нефти водой из прямолинейного образца пористой среды не приводит к появлению скачка насыщенности или резко обозначенного фронта вытеснения, как это было при использовании схемы Бакли — Леверетта.

Баренблаттом, в пористой среде могут наблюдаться процессы перераспределения нефти и воды, которые приводят к изменению во времени фазовых проницаемостей и капиллярного давления и, следовательно, к изменению интегральных показателей процесса вытеснения нефти водой.

 

 

 

4. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТОГО ПЛАСТА

 

Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого  пласта:

Поскольку было принято, что процесс  капиллярной пропитки заканчивается за время t, при вытеснении нефти водой из трещиновато-пористого пласта спустя некоторое время в нем возникает и перемещается зона, в которой происходит капиллярная пропитка.

Пусть идет вытеснение нефти водой  из трещиновато-пористого пласта с  указанными выше параметрами при Q/S =0,1 м/сут.

Это указывает на то, что размер зоны капиллярной пропитки в таких  пластах мал по сравнению с  расстояниями между скважинами и  с размером залежи в целом, л поэтому при узкой зоне капиллярной пропитки заводнение трещиновато-пористого пласта будет мало отличаться от «поршневого» вытеснения.

Конечно, в реальных пластах вытеснение нефти водой из блоков происходит не только за счет противоточной капиллярной  пропитки, но и под действием градиентов давления в трещинах.

Движение смешивающихся жидкостей  в прямолинейном пласте случаев  перемешивания фильтрующихся жидкостей  является перемешивание путем вытеснения из пористой среды одной жидкости другой, растворяющейся в первой.

 

 

 

5. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ

 

При вытеснении же значительно более  вязких нефтей водой, закачиваемой в пласт при температуре, существенно не превышающей пластовую температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтяных скважин получается низкой.

Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром.

Скорость движения фронта вытеснения, конечно, значительно превышает  скорость движения теплового фронта.

Для того чтобы узнать скорость движения фронта вытеснения нефти водой, необходимо рассмотреть сам процесс вытеснения нефти водой.

Для того чтобы определить водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, движущейся впереди фронта нагрева и имеющей пластовую температуру.

Фронт вытеснения продвигается на большее расстояние в пласте, чем при вытеснении нефти горячей водой, и, следовательно, закачиваемая в пласт холодная вода быстрее прорывается к эксплуатационным скважинам.

ускорение тепловой конвекции позволяет  не только быстрее продвигать нагретую зону в пласте и тем самым ускорять вытеснение нефти из пласта, но и может способствовать уменьшению требующегося для ведения процесса кокса, а следовательно, и количества генерируемого в пласте тепла и, что самое главное, окислителя (например, сжатого воздуха).

 

 

6. ГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

 

Закачка воздуха в пласт. Метод основан  на закачке воздуха в пласт  и его трансформации в эффективные  вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных  процессов. В результате низкотемпературного  окисления непосредственно в  пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фрак и легких углеводородов)

 

 
Рис.1 Механизм вытеснения нефти газом высокого давления

 

По мере продвижения по пласту сухой или тощий газ (1) постепенно обогащается промежуточными углеводородами нефти (2) (3), при этом содержание промежуточных углеводородов  в газе постепенно увеличивается  и обогащенный газ становиться  смешанным с пластовой нефтью (граница между зонами 3 и 4). Такой  газ из-за отсутствия границы раздела  между ним и нефтью, а так  же благоприятного соотношения вязкости нефти и газа обладает высокой  эффективностью вытеснения и оставляет  за фронтом вытеснения лишь небольшое  количество остаточной нефти состоящей в основном из тяжелых фракций.

Наиболее высокий коэффициент  нефтеотдачи (52%) с учетом низких коллекторских свойств пласта, может быть достигнут лишь при вытеснении в условиях смешиваемости 
Процесс вытеснения нефти нагнетаемым газом при высоком давлении может протекать в условиях смешиваемости и в условиях не смешиваемости. Это определяется составом пластовой жидкости и нагнетаемого газа, а так же давлением и температурой. В пласт под давлением превышающее 210 кг/кв.см в больших объемах нагнетается газ. 
При движении его по пласту происходит не только поршневое вытеснение нефти из поровых каналов, но и обмен промежуточными (от этана до гексана) компонентами между сжатым газом и нефтью.

В результате обмена меняется состояние обеих фаз, что ведет  к сближению свойств нефти  и газа и способствует более эффективному вытеснению нефти. Таким образом газ двигаясь от скважины нагнетательной до эксплуатационной растворяется в нефти, что приводит к снижению ее вязкости, увеличению объема и в пласте наблюдается постепенный переход от нагнетаемого газами легкой нефти

 

 

7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА

 

Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в  воде двуокиси углерода вязкость ее несколько  увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

 

 

8. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОЙ ИЛИ ГАЗОМ

 

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся  и поддерживаются искусственно путем  нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется  внешними агентами — краевой или  нагнетаемой водой, свободным газом  газовой шапки или газом, нагнетаемым  в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных  деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой  и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент  движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти  замещающими ее агентами никогда  не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как  «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения  вытесняющая жидкость или газ  с меньшей вязкостью неизбежно  опережает нефть. При этом насыщение  породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения S_vах, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды S_П. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от S_vах до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Изменение нефтеводона-сыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой

 

Аналогичное распределение газа и  нефти в пласте образуется при  вытеснении нефти газом. Разница  главным образом количественная в связи с различной вязкостью  воды и газа

Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое» вытеснение им нефти  может происходить только при  газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струей газа. При газонасыщенности ~35% движется в пласте только один газ.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться  также газом, выделяющимся из раствора.

Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в  залежи. Энергия растворенного в  нефти газа проявляется в тех  случаях, если давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Визуальные наблюдения за процессом  выделения газа в тонких прозрачных пористых средах показывают, что даже при интенсивном снижении давления большое число пузырьков не образуется. Иногда на десятки тысяч пор приходится один пузырек, который увеличивается  в объеме за счет диффузии газа. При  этом уменьшается степень перенасыщения  нефти газом вблизи расширяющегося пузырька.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой  поверхности, так как затрачивается  работа, необходимая для образования  пузырька у стенки (за исключением  случая полного смачивания поверхности  твердого тела жидкостью), меньшая, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенные структуры увеличиваются в пористой среде.

Первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой части пористой среды, затем они вырастают в  длинную узкую газонасыщенную структуру. После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек преимущественно продолжается в этой свободной зоне потому, что капиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечением капиллярных каналов.

Вначале газовые пузырьки располагаются  далеко друг друга, но, постепенно расширяясь, газоиасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки еще перемежаются нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважинам быстрее нефти в зоны пониженного давления (к забоям) по газонасыщенным участкам.