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. 10.19. Зависимость нефтеотдачи от времени при различных режимах истощения и наличия или отсутствия взаимодействия между блоками [2]: а - режим истощения; В - начало поддержания пластового давления (через 20 лет после начала разработки); С - восстановление пластового давления через 20 лет; о - поддержание пластового давления с начала разработки; Е - линия постоянного отбора (1% в год от запасов), / - а-0,75; 2 - а=0; 3 - прорыв газа

! во

3D ио 50 Время, годы

нефтеотдачи от времени оказывается весьма чувствительной к величине параметра как прн средних значениях {а = 0,25), так н при отсутствии взаимодействия (а = 0) вообще;

резкое увеличение нефтеотдачи от 30 до 50% после 25-летнего периода дренирования показывает, что при а=1 (полное взаимодействие блоков) может быть получено незначительное дополнительное количество нефти, в то время как при а = 0 (отсутствие взаимодействия) возможно значительное увеличение нефтеотдачи за одинаковый период времени (см. рис. 10.18).

б. Сравнительные расчеты для различных условий выработки одной и той же серии блоков выявили роль блок-блокового взаимодействия. Исследовались случаи: А - выработки на режиме истощения; В - выработки с началом поддержания пластового давления через 20 лет после начала разработки; С - выработки с восстановлением пластового давления через 20 лет; D - поддержания пластового давления с самого начала (для а = 0,75 и а=0) (рис. 10.19). Годовая добыча принималась постоянной и равной 1% от начального содержания нефти. При режиме истощения нефтеотдача из блока, не()тенасыщенность которого соответствовала кривой капиллярного поднятия, в дальнейщем принималась равной 0.

Следовательно, блоки, расположенные в серии ниже, будучи окруженными газом, давали меньшую нефтеотдачу, чем такие же блоки, но расположенные на более высоком уровне. В рассмотренном примере различия в величинах нефтеотдачи при а = 0,75 и а = 0 не слишком велики. Восстановление нли поддержание пластового давления, начатое на ранней стадии разработки, приводило к заметному увеличению нефтеотдачи по сравнению с величинами ее в периоды восстановления или начала поддержания пластового давления на поздних стадиях разработки.

в. Комментарии к примеру. Так как увеличение нефтеотдачи при закачке газа весьма желательно, понимание и оценка процессов блок-блокового взаимодействия и сопутствующих им явлений приобретают существенное значение при проектировании разработки. Общепринятой процедурой оценки степени взаимодействия является сопоставление реальных данных о разработке залежи с результатами расчетов. В случае разработки залежи на режиме

истощения, когда параметры, характеризующие процесс, не зависят от блок-блокового взаимодействия, сопоставление может быть осуществлено путем изменения высоты блоков в расчетных моделях, так как она влияет на /?тр и проницаемость, а следовательно, оказывает влияние и на временной масштаб процессов гравитационного дренирования.

10.3.2. Механизм нефтеотдачи в зоне разгазнрования

В зоне разгазнрования нефтенасыщенные блоки окружены трещинами, также насыщенными нефтью (см. рис. 10.11), но давление в порах матрицы ниже давления насыщения. Во время истощения залежи происходят различные процессы обмена флюидами между пустотными пространствами матрицы и трещин. Выделившийся из блока газ поднимается вверх по трещинам, в то время как нефть, перемещающаяся в блоке вниз, может замещаться нефтью, находившейся в трещине в относительно ниже расположенных блоках, за счет пропитки.

Считается, что в этой зоне наличие трещиноватости приводит к проявлению особого более сложного механизма вытеснения, отличного от механизма растворенного газа, проявляющегося в коллекторах обычного типа.

Помимо этого упругое расширение жидкости и породы создает условия для: 1) циркуляции нефти за счет конвективных явлений; 2) вытеснения нефтн из матрицы в трещину в результате различия плотностей нефти в трещинах и матрице; 3) диффузии газа из нефти, насыщающей матрицу, в нефть, находящуюся в трещинах, за счет более высокой концентрации газа в нефти матрицы и т. п.

10.3.2.1. Циркуляция нефти с учетом РУГ-свойств

Начальное распределение давления в залежи показано на рис. 10.20. Изменения пластового давления в газовой, нефтяной и водяной зонах являются следствием начального статического равновесия в трещинах и связанного с ним распределения флюидов в блоках матрицы.

На уровне НГНК пластовое давление равно давлению насыщения. Ниже этого уровня давление насыщения может изменяться с глубиной, как в обычных коллекторах (случай 1), п оставаться постоянным (случай 2) в пределах всей нефтенасыщенной мощности (что типично для трещинных коллекторов с хорошо развитой связанной сетью трещин). Постоянство Лшс с глубиной - следствие развитых конвективных процессов в трещинных коллекторах, возникающих в результате комбинированного влияния градиентов давления и температуры. Под влиянием возрастающего давления нефть сжимается, а при повышении температуры расширяется. Таким образом, в данной системе неравновесное состояние может

Давление

Глубина

Рис. 10.20. Схема изменения пластового давления с глубиной;

/ - пластовое давление; давление насыщения: 2 - переменное, 3 - постоянное

развиться за счет расширения нефти нри увеличении температуры с глубиной, которое уравновешивается ее сжимаемостью за сч,ет роста давления. В результате конвективный перенос, возникающий в залежи, приводит к тому, что более плотная нефть из верхних частей залежи по трещинам быстро перемещается вниз, а более легкая из нижних частей поднимается вверх.

Однородность ЯКГ-свойств нефти независимо от глубины - результат непрерывной циркуляции флюидов в трещинах. Такие однородные свойства не характерны для обычных поровых коллекторов, они возможны только при хорошей сообщаемости между трещинами, развитыми во всей залежи.

Если сжимаемость за счет роста давления с глубиной не компенсируется температурным расширением во всей залежи, может •сохраниться состояние статического равновесия, не нарушаемое никакими конвективными явлениями. Так, процессы сегрегации нефти идут по всей залежи, что соответственно приводит к тому, что ЯКГ-свойства изменяются с глубиной. Зависимость давления от глубины, связанная с изменением Яцас с глубиной (см. рис. 10.20, случай /), получена в результате изучения глубинных проб нефти.

а. Зависимость сегрегации от конвекции нефти в трещиноватом коллекторе

Под термином «сегрегация» понимается разделение тяжелых и легких комнонентов нефти в залежи под действием гравитационных сил. Такое изменение состава нефти должно влиять на величину давления насыщения, которое должно зависеть от глубины.