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

венно сцементированные образцы, структура поровых каналов которых полностью соответствовала бы реальным породам.

Определение коэффициентов вытеснения нефти по. результатам анализа керна во ВНИИ проводилось на образцах из месторождений Башкирской АССР и Татарской АССР.. По данным результатов анализа более 400 керцов остаточная нефтенасыщенность колеблется от 17 до 35,5%, а водонасыщенность - от 22 до 66%. Минерализация содержащейся в кернах воды близка к минерализацип фильтрата глинистого раствора; содержание хлоридов в пересчете на NaCl составляет 0,2-1,6%, а минерализация пластовой воды - около 23%. Следовательно, почти все образцы кернов, за исключением глинистых, в процессе отбора подвергались существенной про-

мывке фильтратом глинистого раствора.

Опыты, проведенные Л. В. Лютииы.л! [100, 143], показали, что для вытеснения погребенной воды пз пористой среды при соотноше-

НИИ вязкостей нефтп ic воды рн = 0,5 -f- 0,33 необходимо прокачать два-три поровых объема воды. При этих условиях достигается предельный коэффициент вытеснения нефти при обводненности струи до 98-99%. При меньшем соотношении вязкостей воды и нефти объе.м прокачиваемой воды должен быть увеличен.

Остаточная нефтенасыщенность кернов, отобранных при бурении скважин с применением обычного глинистого раствора или воды, может служить ориентировочным показателем коэффициента вытеснения, причем вытеснение нефти происходит при сохранении всех пластовых условии, вк.лючая и его иеоднородность. Однако необходимо получить еще и данные о коэффициенте начальной водонасыщенности пласта, устанавливаемой по анализам кернов, отобрапиых при применении безводных растворов.

Тогда коэффициент вытеснения можно определить по формуле

pBH = =ftf-Pr, (377)

где 3,.,1 - конечный коэффициент вытеснения нефти пз керна, выра-жеипый в долях объелга от первоначальной нефтенасыщенности; s„ - коэффициент начальной водонасыщенности пласта в объемах пор; s„ - коэффициент остаточной иефтенасыщенностп керна в объемах пор; b - объе.\гаый коэффициент пластовой нефти; р„ - коэффициент вытеснения нефти газом, выделяющи.\сся пз нефти прп подъеме керна па поверхность, Pr«=«0,02.

Если содержантге погребенной воды в пласте принять равны.м около 10%, то конечный коэффицггеит вытеснения нефтп, подсчитанный по фор.муле (377), в среднем составит 68,4% [143]. Таким образом, коэффициент вытеснения колеблется в тех же пределах, что и при лабораторных опытах.

Следует отмстить, что по корну, отобраннолсу из обводненной части пласта, в которой коэффициент вытеснения ие достиг предельной величины, определять коэффициент вытеснения нельзя, так как тгри отборе керна может произойти дополнительное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора. В этом случае неце.лесообразпо

применять битумный раствор, так как соляровое масло из этого раствора проникает в керн, завышает нефтенасыш;енность и занижает коэффициент вытеснения. Для онределения конечного коэффициента вытеснения следует использовать результаты анализа кернов, отобранных только лють в нефтеноспой части пласта ири промывке скважш! обычным глинистым раствором или водой.

Для установления коэффициента вытеснения обводненной части пласта керны должны быть отобраны ири гидростатическом давлении столба жидкости в скважине, равном пластовому давлению; илп при примекении битумных растворов с нулевой фильтрацией.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ КОЛЛЕКТОРОВ

Для прогнозирования нефтеотдачи коллекторов на стадии проектирования с использованием формулы (377) необходимы результаты анализа керна, взятого из всей толш;и нефтеносных отложений в нескольких оценочных скважинах при промывке одних скважпи раствором иа нефтяной основе, других - водой или обычным глинистым раствором на водной основе. Минерализация воды илп фильтрата глнинстого раствора должна суш;ественно отличаться от минерализации погребенной воды в нефтяной или газовой залежи.

Минерализация воды в керне, взятом в скважине в случае применения раствора иа нефтяной основе, характеризует минерализацию погребенной воды в залежи. В случае применения для промывки скважины воды или глинистого раствора иа водной основе, минерализация воды в керне может практически совпадать с их минерализацией, что свидетельствует о предельной промывке керна фильтратом глинистого раствора или заменяюш;ей его водой. При этих условиях остаточная иефтеиасыш;енность лшрна в пластовых условиях sb косвенно характеризует коэффициент вытеснения иефти водой.

Если минерализация промывочной воды пли фильтрата глинистого раствора близка к мпнерализацип погребенной воды или равна ей, то судить о промывке ими керна, разумеется, нельзя. Поэтому необходимо, чтобы их минерализация существенно отличалась от минерализации погребенной воды в залежи.

Соблюдение этого условия важно и по другой причине. Если при его соблюдении минерализация воды в керне совпадает с минерализацией погребенной воды, то это означает, что фазовая проницаемость керна для воды равна нулю, и остаточная нефтенасыщенность его в пластовых условиях sb характеризует нефтеотдачу ири режи.ме растворенного газа. В связи с этим в расчетах но формуле (377) коэффициент вытеснения нефти за счет разгазирования остаточной нефти в керне Рг принимается равным нулю, так как весь процесс вытеснения иефти связан с ее разгазированием до полного истощения.

Сущность и порядок реализации информации по керну для соответствующих расчетов по формуле (377) состоит в следующем. Находят корреляционную связь между содержаниелг погребенной.воды в керне Sg и его открытой емкостью пустот (для каждого месторо-

жденйя). Составляют таблицу открытой пористости (ттг,,), проницаемости {к) и остаточной нефтенасыщенности в пластовых условиях (sb) по результатам анализа керна, взятого при условиях промывки скважины водой или водным глинистым раствором. Соответственно этим величинам в таблицу вносят значения начальной водонасыщенности согласно корреляционной кривой = f {т), затем по этим данным находят соответствующий им коэффициент вытеснения нефти водой по формуле (377).

/зн Г~Р~1-1-\-I

. OsbJc-\-\-\-1 0,8

0,2 О

0,2 0,1* 0,6 0,8 Sb 0.2 0,4 0,6 0,8 Sb 0,0>i 0,08 0,12 0,16 тк

0,5 0,4 0,2 О

Рис. 87. Зависимость коэффициента вытеснения Рвн от остаточной нефтенасыщенности S„, содержания погребенной воды 5в и произведения пористости на проницаемость для пласта flj Туймазинского месторождения:

J - Рвн = 0.33 + 2,69 Sr-, б = ± 14,0%; г - Эвн= 0,79-mfe; 6 = ±6,3%; 3 - = = 0,936-0,99 S„b; 6= ±2,0%

0,2 0,1* 0,6 0,8 Sb 0,1 0,4 0,8 0,8 Sb 0,04 0,08 0,12 0,16 гпо

Рис. 88. Зависимость коэффициента вытеснения Рвн от остаточной нефтенасыщенности S„b, содержания погребенной воды и открытой пористости т для угленосных отложений Арланского месторождения:

J - Рвн = 0,67-0,42 Sg; б = ± 10,5%; г - Рвн = 0,18 -I- 1, 65 то; 6 = ±11,2%; S - Рвн = 0,84-0,94 Sb; б = ± 14,04%

Анализ перечисленных данных показывает, что коэффициент вытеснения нефти водой Рви увеличивается с уменьшением остаточной нефтенасыщенности sb (при одном и том же коэффициенте начальной водонасыщенности пласта) и произведения пористости на проницаемость {тк). С увеличением открытой пористости (ттгд) коэффициент вытеснения увеличивается, с увеличением начальной водонасыщенности в одних случаях уменьшается, в других - увеличивается [105].

На рис. 87 и 88 приводятся указанные связи для пласта Дх Туймазинского месторождения и угленосных от,чожений Арланского месторождения. На рисунках видно, что по пласту Дх коэффициент вытеснения (Рвн) увеличивается с уменьшением произведения пористости на проницаемость (тк) и с увеличением содержания погребенной воды. Для угленосных отложений Арланского месторождения он увеличивается с увеличением открытой пористости и с уменьшением содержания погребенной воды Sb-

Приведенные графики построены по результатам исследования 1917 образцов керна, отобранного на безводном известково-битум-