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

Так как эффективность гравитационного дренирования в этих условиях возрастает, то поддержание давления служит важным фактором в высокой суммарной нефтеотдаче, связанной с гравитационным дренированием. Согласно параграфам 7.7 и 7.8 одна распределенная закачка газа без гравитационного разделения жидкостей ib пласте обусловливает получение нефтеотдачи в количестве, меньшем значения, указанного на фиг. 123, или вытекающего из уравнения (4) для механизма гравитационного дренирования.

Газовые факторы на фиг. 124 для различных соотношений закачки газа представляют единую кривую для г = О, растянутую в соответствии с процессом замедленного убывания пластового давления. Предполагалось, что нефтяная зона подвергается процессу нормального истощения. Отсюда зависимость между газовым фактором и давлением не связана с соотношением возврата газа.

Когда же различные кривые зависимости «давление - суммарная нефтеотдача» (фиг. 123) применяются к той же основной зависимости газового фактора от давления (фиг. 96), получаются кривые фиг. 124,

Замедленный рост газового фактора для г = 1 отражает медленное убывание давления (на фиг. 123). Отсутствие максимумов для газовых факторов на кривых возврата газа обусловлено тем, что даже при максимальной нефтеотдаче давления пласта не надают до 34 ат, а нефтенасыщение до 45,5%, как это требуется для развития максимума значения газового фактора при режиме растворенного газа для данной системы, выраженной г = 0.

На фиг. 124 приведены также кривые падения нефтенасыщенности, где ВИДНО, что среднее нефтенасыщение в иссякающей нефтяной зоне остается в основном более высоким при гравитационном дренировании, чем при нормально!М истощении (г = 0), несмотря на значительно большую нефтеотдачу при гравитационном дренировании. Механизм последнего не только вызывает высокую нефтеотдачу в области отделения газа, но создает частичное замещение При отборе нефти вниз по падению пластов, чтобы задержать падение нефтенасыщения в нефтяной зоне. С физической точки зрения именно это поддержание высокого нефтенасыщения в нефтяной зоне в результате дренирования вниз по пласту ограничивает рост газовых факторов при эксплуатации.

Необходимо уяснить, что численные примеры на фиг. 123 и 124 с точки зрения практического применения не имеют количественного значения. Они даны для иллюстративных целей и выражают значение различных допущений, на которых основан весь аналР13.

Наиболее серьезным из них является значение 0,15, принятое для Qav остаточного нефтенасыщения в расширившейся

газовой шапке. Так как это значение намного ниже нормально возникающего при истощении пласта для режима растворенного газа, то вычисленная нефтеотдача в результате гравитационного дренирования оказалась в два слишком раза выше, чем предварительно подсчитанная для режима растворенного газа.

К сожалению, промысловые и лабораторные данные, подтверждающие принятое значение для яг или какое-либо другое, крайне скудны К

Практическое значение нефтеотдачи при гравитационном дренировании или расширении газовой шапки основывается в значительной степени на значении нг> которое можно получить в действительных производственных условиях. Требуется много промысловых и лабораторных исследований для установления данных о величине остаточной нефти при гравитационном дренировании. Несомненно, значение нг зависит от структуры пород коллектора и величины капиллярных сил. Вполне возможно также, что градиенты давления, наложенные на градиент силы тяжести, могут стремиться видоизменять местные насыщения жидкостями вблизи раздела газ - нефть. Тем не менее имеются доказательства, что гравитационное дренирование участвует в процессе нефтеотдачи в естественных нефтяных подземных резервуарах при благоприятных условиях, хотя в настоящее время нельзя оценить еще его величины количественно.

7.16. Промысловые наблюдения за режимом подземных резервуаров при гравитационном дренировании. Как уже указывалось, имеется очень мало данных о количественных соотношениях между основными характеристиками механизма нефтеотдачи при гравитационном дренировании и режимом месторождения.

Влияние гравитационного дренирования на поведение пласта установлено для ряда случаев. Однако только недавно были сделаны попытки отделить участие гравитационного дренирования от других механизмов нефтеотдачи. В настоящем параграфе рассмотрены вкратце три таких процесса, хотя количественное истолкование наблюдений и не приводится.

В нефтяной залежи Майл Сикс, в Перу, наблюдалось расширение газовой шапки на расстояние по вертикали более чем 120 м на протяжении первых 5 лет ее разработки. В газовую шапку производилась весьма эффективная закачка газа. Операции по поддержанию давления с начала разработки, несомненно, способствовали расширению газовой шапки, но оно сопровождалось в основном стеканиСхМ нефти вниз по падению пласта.

Если истолковать недавно опубликованные эксперименты над трехфазным вытеснением нефти из кернов посредством капиллярного давления, как приближающиеся к процессу истощения нефти при гравитационном дренировании, то значение = 0,15 в некоторых случаях было бы обосновано.

Насыщение нефтью вниз по крыльям структуры поддерживалось на высоком уровне благодаря гравитационному дренированию. Это было доказано ограниченным ростом газовых факторов в процессе разработки К

Постоянство поддерживаемого давления также указывает, что нагнетаемый газ оставался в значительной степени заключенным в газовой шапке, а не использовался в добавление к выходящему из раствора газу для перемещения нефти.

Высокий структурный рельеф, хорошая проницаемость пластов - порядка 1000 миллидарси и малый удельный вес нефти - 0,823 привели к развитию в залежи значительного гравитационного дренирования.

Создавшиеся условия наиболее благоприятны для режима пласта последнего типа. Помимо высокой нефтеотдачи из этого месторох<дения, оцененной в три раза выше по сравнению с нефтеотдачей при режиме «растворенного газа», предполагают, что 95% суммарной нефтеотдачи будет получено естественным фонтанированием.

Песчаный пласт Вилькокс в месторождении Оклахома Сити характеризуется совершенно отличным поведением, хотя и в нем наблюдалось гравитационное дренирование.

Вследствие растянутости разработки этого месторождения нельзя произвести детального анализа режима пласта. Тем не менее общий режим и данные о пластовых породе, структуре резервуара и жидкостях показывают достаточно ясно роль гравитационного дренирования в нефтеотдаче.

Продуктивный песчаник состоит из хорошо отсортированных и округленных зерен песка с незначительным содержанием цементирующего материала. Пористость в среднем 18-19%. Проницаемость очень высока, во многих образцах превышает 1000 миллидарси. Песчаник залегает на склоне общей структуры с углом падения до 15°. Мощность его колеблется от нуля у верхнего несогласного перекрытия на востоке до максимума 60 м на западе, где он перерезается зеркалом пластовых вод. Начальный запас дегазированной нефти в пласте на площади 2800 га был вычислен примерно в 172 млн. нефти. Удельный вес нефти 0,828-0,833.

Пласт был быстро «истощен» вследствие того, что работал на режиме «растворенного газа». Вода затопила нижнюю часть структуры отдельными языками и в течение 1938-1941 гг. ежедневный отбор воды колебался от 1800 до 2800 м. С 1930 г. уже не наблюдалось заметного подъема водного зеркала.

Доказательством присутствия гравитационного дренирования в пласте является тот факт, что из него добывали ежедневно

Данные по добыче нефти не исключали возможность некоторого влияния гидравлического напора. Однако существенное изменения уровня вод в подземном резервуаре не замечалось. Внезапное падение давления в залежи наступило только в результате выброса из одной скважины 41 млн. газа и ШОО т нефти за 7 дней.