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

12 000 нефти из 466 глубинно-насосных скважин, хотя к концу 1941 г. пластовое давление стало по существу атмосферным.

В связи с истощением пластового давления обводнение краевой водой не обеспечивало существенного гидравлического напора. Дальнейшим доказательством гравитационного дренирования является расширение газовых шапок, хотя в начале разработки они занимали ограниченную площадь.

Первоначально раздел газ - нефть в северной части месторождения находился на глубине 1540 ж, а в южном направлении на глубине 1560,4-1575 м. Затем он расширился до глубины 1584-1606 м в различных слоях и участках продуктивного резервуара. Наконец, исследование нефтенасыщения кернов и шламма, взятых из пробуренных скважин, когда месторождение было основательно истощено, показало от 1,0 до 26% нефти над разделом газ-нефть и 52-93% ниже раздела.

Аналогичные значения были получены в лабораторных экспериментах по гравитационному дренированию на колонках плотного песка Вилькокс, насыщенного нефтью, характеризующейся постоянной вязкостью, при пластовой температуре 54,4° С.

Как отмечено в параграфе 7.11, наличие гравитационного дренирования в подземном резервуаре Вилькокс месторождения Оклахома Сити подтверждается ненормально низким положением кривой отношения проницаемости к насыщению жидкостями (фиг. 119). Низкие газовые факторы на более поздней стадии разработки пласта, на основании которых выведены соотношения проницаемости, показывают высокое нефтенасыщение на эксплуатационной площади.

Осредненный равномерно отбор по всему продуктивному горизонту дает среднее насыщение остаточной нефтью, которое ниже по сравнению с областью, пополняемой гравитационным дренированием.

Если бы кривая фактического соотношения проницаемостей соответствовала кривой для рыхлого песка {А на фиг. 119), то при наблюдаемом соотношении проницаемости 0,3 истинное среднее насыщение жидкостями в нефтеносном горизонте было бы 71,4% вместо 63,5%, которое является средним насыщением при равномерном распределении его по всему пласту. Разница представляет степень дренирования нефти, выраженную частью порового пространства. Такое толкование кривых соотношения проницаемости для месторождения может дать ценные сведения при количественной интерпретации явлений гравитационного дренирования.

Другим примером наличия гравитационного дренирования в условиях нормального истощения и при бесконтрольной эксплуатации служит месторождение Лейквью в Калифорнии. Эта залежь была впервые открыта (В 1910 г. мощным фонтаном. Неудачи в последующем бурении привели к забросу месторождения до 1935 г., когда был вскрыт продуктивный песчаник на глубине 765 м. Песчаник представлен моноклиналью, которая

выклинивается на северном склоне антиклинали «тридцать пятый холм». Угол падения моноклинали - 20°, а мощность песчаника колеблется от нуля до 60 м. Удельный вес нефти 0,921. В начале разработки в пласте не было свободного газа, но колоссальные отборы фонтанной нефти вызвали появление газовой шапки в верхней части структуры.

Подробных записей о режиме пласта не имеется. Но поведение 88 скважин, пробуренных после вторичного открытия залежи в 1935 г., обнаружило поразительное и прогрессивное отступление раздела газ - нефть.

После первого фонтана нефти раздел газ - нефть находился на 480 м ниже уровня моря. В 1935 г. в результате новой разработки пласта этот раздел отошел на 510 ж, а в начале 1938 г. раздел газ - нефть залегал на глубине 576 м. Эти данные не отличаются большой точностью, но несомненно, что произошло отекание нефти вниз по падению пласта. Отступление газонефтяного контакта происходило с такой равномерностью, что казалось прямо пропорциональным получаемым отборам .нефти и со скоростью 1 ж на 26 930 нефти.

Наблюдалось также некоторое поступление краевой воды в пласт, но оно, очевидно, не играло важной роли в режиме залежи.

Гравитационное дренирование в рассмотренных месторождениях Оклахома Сити и Майл Сикс представляет крайность для пластовых условий и разработки. В месторождении Майл Сикс нефтедобыча происходит из нормального песчаника. Разработка пласта Вилькокс в Оклахома Сити представляет особый случай, так как его насыщение связанной водой является самым низким в известных нефтеносных пластах - порядка 1-2%. Кроме того, нефть, добываемая в этом месторождении, смачивает песок предпочтительнее воды. В связи с низким водонасыщением и избирательным смачиванием породы нефтью весьма вероятно, что большая часть поверхности песка (если не весь он) находится в непосредственном контакте с нефтяной фазой. Эти условия, а также однородная благоприятная структура песчаника дают основания ожидать в нем весьма эффективное гравитационное дренирование

Однако вытеснение нефти несмачивающей фазой, какой в данном случае является вода, должно было привести к высокому насыщению остаточной нефтью породы коллектора.

В действительности исследование площади песчаника Вилькокс, затопленной водой, показывает, что насыщение остаточной нефтью составляет величину порядка 50%.

Промысловые наблюдения в Оклахома Сити показывают, что при благоприятных условиях гравитационное дренирование уча-

Остаточную нефть после дренирования из песка, избирательно смачиваемого нефтью, можно рассматривать связанной нефтью. Вследствие округленных зерен песка и незначительной цементации коллектора можно ожидать насыщения связанной нефтью до 10%.

ствует эффективно в нефтеотдаче даже после истощения в основном пластового давления. Для других подземных резервуаров не опубликованы сравнительные исследования, но весьма вероятно, что во многих из более старых месторождений длительные низкие дебиты «установившейся нефтеотдачи» показывают, по крайней мере частично, участие гравитационного дренирования и перераспределения нефтенасыщения в продуктивных пластах. Дебит при гравитационном дренировании для устойчивого радиального течения в скважину выражен посредством

Q = 1,067-10 MjcymKu, (1)

где k - проницаемость в миллидарси; у - удельный вес нефти; [Л - ее вязкость; - объемный коэффициент пластовой нефти; йк -мощность горизонта или напор жидкости при Гк, К - напор столба жидкости при радиусе скважины Гс.

Р1наче трудно найти какое-либо другое объяснение длительной отдаче нефти из пластов на многих старых месторождениях,, которые эксплуатировались в течение ряда лет глубинными насосами.

Наиболее эффективным режимом при гравитационном дрени- ровании был бы идеальный случай, когда в результате поддержания пластового давления газ не выделялся бы в нефтяной зоне. Если бы в пласте имелась первоначальная газовая шапка, такой режим .в принципе мог бы возникнуть, если только давление в газовой шапке поддерживали бы выше начального значения, а из нефтяной зоны отбирали нефть при давлении выше начальной точки насыщения. В пласте, насыщенном не полностью газом, необходимо было бы создать газовую шапку и раздел газ - нефть путем обратной закачки газа, а затем развить в нем градиент свободного падения по склонам пласта при одновременном поддержании минимального давления выше точки насыщения; кн поддерживалось бы тогда на своем максимальном значении, а дебиты, которые можно было получить от гравитационного дренирования, были бы также максимальными. Так как эти отборы получались бы при газовом факторе с участием только растворенного газа, то расход закачиваемого газа, необходимый для поддержания давления, в основном оставался бы постоянным и небольшим по сравнению с количеством газа, потребным для операции по рассредоточенной закачке газа в пласты.

Необходимо отметить, что газ, нагнетаСхМый для поддержания давления, не остается в газовой шапке, но проникает в нефтяную зону и проходит сквозь нее, как это указано в параграфах 7.7 и 7.8, если только в пласте не происходит отделения жидкости и гравитационного дренирования, а градиенты давления вниз по падению пласта невелики по сравнению с градиен- ТОМ силы тяжести.