Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

ление - от 1 МПа на ее верхней границе и до 100 МПа непосредственно у поверхности контактирующей с ней породы.

В пористой среде природных залежей могут существовать водонасы-щенные линзы, часть воды в которых является остаточной (так как в процессе формирования залежи осталась невытесненной углеводородами), но не связанной, поскольку свободна в гидродинамическом смысле.

На количество связанной воды может оказать существенное влияние процесс испарения воды за геологическое время, следствием чего являются меньшие значения водонасыщенности в реальных газовых пластах по сравнению с определенными по коллекторским свойствам образцов пористой среды.

Приведем в качестве примера (табл. 1.16) результаты исследования кернового материала, отобранного из московского яруса опытного участка УКПГ-8, отведенного под закачку сухого газа (скв. 269 и 270, нагнетательные). На достоверности информации о содержании в керне связанной воды положительно сказалось то, что фильтрат бурового раствора и промывочной жидкости практически не проник в керн, что подтверждено многочисленными исследованиями. В табл. 1.16 приведены результаты определения коллекторских свойств и водонасыщенности образцов керна (для каждого долбления величины усреднены).

Для исследованных кернов характерна неоднородность как по коллекторским свойствам, так и по насыщенности водой и углеводородами.

Из анализа литературных источников следует, что с уменьшением абсолютной проницаемости содержание связанной воды увеличивается. На рис. 1.21 изображены результаты исследований, устанавливающих связь между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Зависимость содержания воды в кернах Вуктыльского ГКМ от их пористости выявлена сотрудниками СеверНИПИгаза. Для различных месторождений эти зависимости могут различаться при одной и той же проницаемости вследствие различия в структуре внутреннего пространства пористой среды, гидро-фильности или гидрофобности, минерализации и некоторых других факторов, среди которых следует отметить и геологический возраст пород.

Таблица 1.16

Результаты определения водонасыщенности и коллекторских свойств

кернового материала

269, 270

1,02

0,102

0,010

0,001

О 20 40 60 80 S,,%

Рис. 1.21. Зависимость содержания связанной воды 5, от проницаемости кернов к для различных месторождений:

1 - Анахуак; 2 - Томболл; 3 - Ист-Тексас

Рис. 1.22. Относительные фазовые проницаемости газа (/) и нефти (2) при наличии 15-25 % объема пор связанной воды (сплошные линии) и в ее отсутствие (пунктирные линии)

О 20 40 60 80 100 Нефтенасыщенность, % объема пор

Первая работа, в которой исследовались основные факторы, определяющие условия движения трехфазных систем в пористых средах, была опубликована в США М. Левереттом и У.Льюисом в 1941г. В частности, была исследована зависимость относительных проницаемостей газовой и жидкой фаз от нефтенасыщенности при наличии и отсутствии связанной воды.

Модель пласта, принятая в этом исследовании, представляла собой разборную бакелитовую трубу длиной 1,8 м, диаметром 0,05 м. Пористой средой служил отмытый кварцевый песок проницаемостью от 5,4 до 16,2•10"м и пористостью от 41 до 44%. Фильтрация с линейной скоростью около 6-10" м/с проводилась снизу вверх в вертикально установленной модели пласта. Моделью нефти служил керосин в смеси с моторным маслом, газа - азот, воды - 0,9 %-ный раствор хлорида натрия.

Измерение относительных проницаемостей проводили методом стационарной фильтрации. На рис. 1.22 показана зависимость фазовых проницаемостей газа и нефти от нефтенасыщенности при наличии 15 -25 % объема пор связанной воды и в ее отсутствие. При наличии в порах некоторого количества связанной воды уровень значений относительных проницае-

Рис. 1.23. Относительные фазовые проницаемости нефти (i) и воды (2) при наличии 5 % (3), 10 % (4) и 20 % (5) объема пор связанной воды

20 40 60 80 100 Водонасыщенность, % объема пор

мостей "нефти" превышает величины относительных проницаемостей этой фазы, полученные на "сухом" образце. Газопроницаемости, определенные по данным совместной фильтрации фаз в "сухой" среде, больше относительных проницаемостей газовой фазы в водонасыщенной пористой среде. Влияние третьей фазы ощущается во всем диапазоне изменения нефтена-сыщенности.

Б. Кодлом описаны эксперименты по определению относительных фазовых проницаемостей воды и нефти при фильтрации в пористой среде с различной водонасыщенностью. Автором был взят образец песчаника, в котором последовательно методом центрифугирования создавались водонасыщенности, равные соответственно 20, 10 и 5 % объема пор. Для каждого из этих значений были получены зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды от насыщенности (рис. 1.23). Экспериментальные точки, как и на рис. 1.22, не показаны. Из анализа графиков следует, что связанная вода влияет на вид кривых относительных фазовых проницаемостей. С увеличением содержания связанной воды фазовые проницаемости для нефти возрастают, а для воды уменьшаются, причем степень этого изменения различна для разных значений содержания связанной воды.

Режимы разработки

1.4.1

Газовые месторождения

Динамика проектных и фактических отборов газа из недр месторождения определяется конкретными геолого-промысловыми и региональными особенностями объекта разработки. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляет себя в залежи либо га-