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

В этих расчетах принимается, что газовая фаза остается в равновесии с нефтью и возвращается в раствор при росте давления.

ным растворимости газа н начинает вновь возрастать в соответствии с ростом давления. Последующее развитие максимума в давлении для w = 5 отражает снижение скорости поступления воды с повышением давления до тех пор, пока она не перестанет уравновешивать скорость образования депрессионной воронки вследствие отборов жидкости при эксплуатации.

Согласно фиг. 126 сокращение продуктивной площади происходит сначала довольно медленно для низких значений w. К моменту извлечения V4 начального содержания пластовой нефти при w = 0,5 будет затоплено лишь 5% продуктивной площади. Площадное наступление краевых вод ускоряется, и когда извлечено 29,3% всей нефти в пласте, 71% начальной площади остается продуктивной. Для w - 1 резкое сокращение продуктивной площади наступает после извлечения примерно 25% нефти из пласта. Хотя скорость сокращения продуктивной площади замедляется после отбора 30% запасов, она все же продолжается с большой скоростью на протяжении всего процесса стабилизации давления до достижения предполагаемого предела- 10% от начальной продуктивной площади. Для w = 3 W = 5 начальные скорости сокращения продуктивной площади еще выше. Полученные кривые имеют также прогибы, но, как и в случае ш=1, с увеличением нефтеотдачи принимают приближенно линейное падение, а при 61-66% извлечения нефти падают до остаточного значения-10% продуктивной площади.

Кривые нефтенасыщения для незатопленной площади, приведенные на фиг. 127, показывают интересную особенность теории неполного замещения нефти водой, а именно: развитие минимумов и последующих подъемов нефтенасыщения даже для w=0y5. Для режима строго растворенного газа нефтенасыщение падает непрерывно в процессе отбора нефти. Формальное аналитическое основание этому поведению можно вывести из уравнения (8), где пока давление убывает, первый и третий члены отрицательны, при втором члене - положительном.

На раннем этапе разработки скорость сокращения продуктивной площади довольно медленная. Отсюда в уравнении (8) отрицательные члены преобладают и нефтенасыщенность в пласте падает. Кодда наступает резкое сокращение продуктивной площади, второй член в уравнении (8) становится сравнимым с суммой двух других. По мере того, как продуктивная площадь продолжает сокращаться, и скорость падения давления также уменьшается, второй член становится равным отрицательным членам, а затем превышает их. На этом этапе возникают минимумы в нефтенасыщении и последующий его подъем.

С физической точки зрения рост нефтенасыщения, или вторичное насыщение продуктивной площади, отражает большую объемную скорость поступления воды, чем отбор жидкости из

продуктивной зоны. Развитие указанных условий при w ==6 и о неудивительно, так как последние значения w показывают, что максимальная потенциальная производительность водяного пласта соответственно в 3 и 5 раз выше скорости отбора нефти при эксплуатации. За исключением депрессионной воронки, создаваемой отбором свободного газа, стабилизация давления и вторичное нефтенасыщение должны возникнуть задолго до того, как пластовое давление упадет до атмосферного.

При W = I я особенно при w = 0,5 равновесие между эксплуатационными отборами и количеством непосредственно поступающей в пласт воды калюется неосуществимым. Основная причина заключается в выделении и расширении газа, рассеянного в нефти, оставшейся в затопленной площади, когда давление в ней убывает одновременно с давлением в сохранившейся продуктивной части пласта. Характер вычисленной скорости расширения при наступлении воды захваченных нефти и газа при минимальной точке для w = 0,5 на фиг. 127 показывает, что она значительно превышает скорость заводнения. Таким образом, чистое поступление воды в нефтеносную площадь при убывающем давлении в действительности выще скорости отбора нефти из пласта, даже если дебит вторжения воды в начальный нефтеносный пласт меньше половины отбора нефти

Вследствие сложности вычислений при решении уравнений (7) - (12) нельзя дать простого физического объяснения довольно своеобразным формам отрезков кривых для возрастающего насыщения нефтью (фиг. 127) при ш=1,3 и 5. Онл могут частично отражать ошибки в расчетах или неточность приближений в анализе.

Величина суммарной нефтеотдачи (согласно фиг. 125, 126 и 127) для w = 0; 0,5; 1; 3; 5 составляет 26,2; 29,3; 58,9; 54,6 и 66,2% соответственно от начального содержания дегазированной нефти в пласте.

Значения суммарной нефтеотдачи для w = О и 0,5 относятся к давлению прекращения добычи - 6,8 ат. Для w = I и 5 они характеризуют нефтеотдачу ко времени заводнения 90% начальной продуктивной площади, хотя давления на этом этапе сохраняются в пласте теоретически 7,1 и 141,5 ат соответственно.

Нефтеотдача 54,6% при w = 3 соответствует моменту произвольного прекращения расчетов во время полного вторичного насыщения остаточной нефтеносной площади, которое развивается (согласно фиг. 125), когда давление в ней вновь поднимается до 64,6 ат.

3следствие расхождений 1в конечных состояниях подземного резервуара полученные величины суммарной нефтедобычи не отражают количественно изменений в принятых значениях w.

Если предположить, что свободный газ также захватывается движущимся фронтом воды, то эффект расширения газа увеличивается, и вторичное насыщение остаточной продуктивной площади наступит даже скорее, чем это указано на фиг. 127.

Однако ясно, что неполное замещение нефти водой способно в основном обеспечить значительно большую нефтеотдачу, чем механизм режима растворенного газа. Кроме того, суммарная нефтеотдача увеличивается с ростом производительности водоносного горизонта по отношению к отборам из скважин при сравнимых давлениях забрасывания и размерах затооленной площади. Следует отметить, что высокая нефтеотдача, связанная с неполным замещением нефти водой, вытекает из сделанного предположения, что остаточное нефтенасыщение в затопленной площади продуктивного пласта имеет низкое значение- 20%. Это дает максимальную потенциальную нефтеотдачу при вытеснении водой в 73,3%, которая на 7,1% выше нефтеотдачи при W = 5 к моменту заводнения 90% продуктивной площади. Если бы остаточное нефтенасыщение непосредственно за линией вода-нефть было 35%, максимальная потенциальная нефтеотдача снизилась бы до 53,3%.

Ват бы насыщение пласта связанной водой было 35%, а не принятое значение 25%, то максимальная возможная нефтеотдача при вытеснении водой снизилась бы до 46,2%. Отсюда при неполном и полном замещении водой суммарная нефтеотдача определяется в конечном счете неличиной насыщения связанной водой и остатс-чной нефтью. Нет постоянного соотношения относительной ,нефтеотдачи между неполным замещением нефти водой и режимом растворенного газа, а также отсутствуют обобщения, связанные с их относительными нреиму-ществамй.

Если оононные параметры, определяющие факторы нефтеотдачи в данной теории, известны, то все же подлинная суммарная нефтеотдача может оказаться значительно ниже вычисленной вследствие неоднородности пласта.

Последний фактор неблагоприятно влияет на нефтеотдачу при любом механизме вытеснения нефти, но возможно, что серьезнее всего он проявляется при режиме неполного замещения нефти водой.

Преждевременное продвижение воды в высокопроницаемых прослойках продуктивного пласта может вызвать «затопление» эксплуатационных скважин и привести к их забрасываник> ранее, чем большая часть пласта будет занята водой. В некоторых случаях может оказаться более целесообразной закачка газа в пласт и поддержание давления для предупреждения поступления краевой воды, хотя слоистость пласта снижает эффективность и усиливает трудности проведения подобных операций.

При допущении установившегося поступления краевой воды в пласт, примененном в процессе вывода уравнений (1) - (3) и их нрнведенйя к уравнениям (7) - (12), независимой переменной, описывающей процесс, является количество /, отражающее парциальную суммарную нефтеотдачу. Это обстоятельство не означает, что поведение пласта не зависит от скорости нефтеотдачи, Как при режиме растворенного газа; наоборот, ско-