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

Рис. 10.1. Сопоставление зависимости ГФ от коэффициента нефтеотдачи R=Nn/N для порового (/) и трещиноватого 12) коллекторов

Рис. 10.2. Схема, иллюстрирующая течение газа к кровле залежи по трещинам

щин (самых различных характеристик). Некоторые результаты такого анализа обсуждаются ниже.

1. Пластовый газовый фактор (ГФ) в трещиноватом коллекторе значительно ниже, чем в коллекторе чисто порового типа (рис. 10.1). Это объясняется тем, что выделившийся газ переносится по трещинам к кровле залежи быстрее (за счет сегрегационных процессов), чем к скважинам (рис. 10.2). Сегрегация газа в процессе течения жидкости к стволу скважины происходит благодаря тому, что перепады давления в сети трещин в большинстве случаев очень малы. Градиенты давления, вызывающие поток жидкости к скважине, ниже гравитационных градиентов, особенно в областях залежи, удаленных от скважин.

2. Темп падения давления на единицу добытой нефти (ДР/ДЛ) в трещиноватом коллекторе обычно ниже, чем в поровом (рис. 10.3). Сравнение двух идентичных залежей в трещиноватом и поровом

Рис. 10.3. Снижение пластового давления в коллекторах порового {1) и тре-щинно-порового (2) типов

трещиноватый коллектор

, ос

о о о " о о о газоне/ртяиая пе-реходная зона

hetpmb

водонедхпяийя переходная зона

поровый коллектор

Рис. 10.4. Схематическое положение ВНК и ГНК в трещиноватых (/) и поровых ( ) коллекторах

коллекторах показывает следующее: для того чтобы параметры, характеризующие разработку порового коллектора, совпадали с параметрами разработки трещиноватого коллектора, более 80% попутного газа должно быть вновь закачано в залежь порового коллектора. Такие благоприятные характеристики трещиноватого коллектора - результат действия механизма нефтеизвлечения иного типа, присущего системам с двойной пустотностью. Особенности этого механизма объясняются наличием заметного перетока жидкостей из матрицы в трещины в результате действия гравитационных и капиллярных сил совместно с явлениями объемного расширения жидкости, процессами сегрегации и конвекции.

3. Отсутствие переходной зоны в трещиноватых породах-коллекторах - одна из их отличительных черт. Межфазные контакты нефть - вода или газ - нефть представляют в трещиноватом коллекторе четкую разграничительную поверхность, а не протяженную переходную зону, как в коллекторах порового типа (рис. 10.4).

В трещиноватом коллекторе двухфазный контакт - четкий и горизонтальный и в статических, и в динамических условиях, так как проводимость сети трещин высока в силу их высокой проницаемости, и всякое локальное изменение уровня быстро выравнивается. В поровых же коллекторах переходная зона может быть весьма значительной в статических условиях и остается такой же обширной в динамических.

4. Воронка изменения давления вокруг добывающей скважины (воронка депрессии) в трещинных коллекторах очень мала, так как высокая проницаемость трещин позволяет получать высокие дебиты при незначительных депрессиях. Для течения нефти по трещинам достаточны малые градиенты давления, но они настолько малы, что не в состоянии управлять процессами обмена л<идкос-тями между матрицей и трещинами. Таким образом, добыча из блоков матрицы не является следствием действующего градиента давления, а подчиняется особому механизму, обусловленному различными насыщенностями трещин и блоков матрицы (причем капиллярные и гравитационные силы играют существенную роль).

5. Безводная добыча в трещиноватых коллекторах в основном определяется дебитом, в то время как в коллекторах порового типа она зависит от свойств пород, распределения свойств (РУТ) нефтей, и в последнюю очередь от дебита скважин.

6. Постоянство РУТ по глубине обычно присуще трещиноватым коллекторам, если конвективные процессы обусловлены тепловым расширением и сжатием жидкости в залежи. Для коллекторов, представленных песчаниками, результаты анализов проб нефти, взятых на различных глубинах, дают существенно разные величины давления насыщения.

Как следствие этих специфических черт трещиноватых коллекторов возникла необходимость детального изучения механизма извлечения из них нефти.

10.2. Описание процесса истощения залежи

При отсутствии развитой сети трещин низкопроницаемые коллекторы практически непригодны для разработки, а наличие трещин превращает их в прекрасные коллекторы. Трещины обеспечивают перенос углеводородов из матрицы к скважинам. В основном сеть трещин делится на ряд зон, каждая из которых насыщена только одной фазой, в то время как внутри каждой зоны блоки матрицы могут быть насыщены одной, двумя или даже тремя фазами. Некоторая зональность залежей существует всегда, даже до начала разработки (в условиях статического равновесия), иная зональность возникает в результате разработки залежи (динамическое состояние). Взаимодействие матрица - трещина и обмен жидкостями между ними зависят от места расположения единичного блока в залежи и его положения относительно ВНК и ГНК.

10.2.1. Зональность залежей

Как уже говорилось, деление залежи на зоны в основном определяется типом насыщенности трещинной сети: величиной трех основных зон - водонасыщенной, нефтенасыщенной и газонасыщенной, а также положением соответствующих им ВНК и ГНК в трещинах. В результате стремления к равновесному распределению жидкостей в матрице, а также в результате обмена фазами между матрицей и трещинами в процессе разработки в залежи могут возникать подзоны.

Протяженность зон и подзон при разработке залежей постоянно меняется вследствие обмена жидкостями между матрицей и трещинами, сегрегационных процессов в трещинах, фазовых переходов, вызванных разгазированием нефти, и в результате извлечения жидкостей из залежи.

10.2.1.1. зональность залежей в статических условиях

В зависимости от распределения флюидов в трещинах трещиноватый коллектор до начала разработки залежи имеет нефтяную, водяную и газовую зоны (рис. 10.5). Начальные положения границ раздела обозначаются как НГНК (начальный газонефтяной контакт) и НВНК (начальный водонефтяной контакт). Оба контакта соответствуют статическому равновесию трех фаз - воды, нефти и газа - в трещинах и блоках матрицы. Раздел между двумя фазами в трещинах всегда резкий, четкий и горизонтальный, как схематически показано на рис. 10.6, а.

Начальное распределение давления схематически изображено на рис. 10.6, б, где давление насыщения рнас постоянно во всей залежи. На уровне НГНК начальное статическое давление (рст) равно давлению насыщения (риас). С глубиной давление возрастает от НГНК к НВНК с градиентом, соответствующим плотности