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

рость нефтеотдачи является основным фактором регулирования режима. Для водоносного горизонта с постоянным расходом (т. е. cpi) W обратно пропорционально скорости нефтеотдачи.

Отсюда кривые для ш = 0,5; 1; 3 и 5 на фиг. 125--127 эквивалентны рабочим условияхМ, где скорости отбора нефти выра-1Жаются соотношением 1:0,5:0,17:0,1. Из фиг. 125 видно, что еще до возникновения стабилизации и подъема давления падение последнего происходит для малых скоростей отбора более медленно в зависимости от суммарной нефтеотдачи.

Опубликованные данные о пласте с неполным замещением нефти водой недостаточны для получения каких-либо серьезных сравнений разработанной теории с фактическими наблюдениями. Однако интересно отметить, что недавно появилось доказательство накопления нефти впереди водяного фронта и вторичнош насыщения пласта, частично истощенного в результате работы при режиме растворенного газа (согласно фиг. 127).

В двух месторождениях производилась закачка газа в купольной части пласта. Однако скважины на крыльях структуры продолжали отдавать нефть при режиме растворенного газа вследствие низкой проницаемости известняков продуктивного пласта и больших расстояний между скважинами. Тогда перешли на закачку воды. Ко времени закачки воды многие скважины отдавали нефть с газовым фактором от 540 до 900 м/м\. После начала закачки воды в течение IV2-4 мес. большинство скважин, близко расположенных к нагнетательным, начали систематически снижать свой газовый фактор.

В некоторых скважинах газовый фактор продолжал падать, даже когда эксплуатационный дебит в них увеличился. Наконец, в отбираемой нефти было достигнуто снижение газового фактора до значения растворимости газа, и аэрация столба ее в стволе скважины стала незначительной. Скважины прекратили фонтанирование и были переведены !на насосную эксплуатацию.

Описываемый процесс отражает вторичное насыщение нефтеносного пласта вокруг нагнетательных скважин нефтяным валом, созданным закачиваемой водой. В некоторых скважинах газовые факторы упали до значений растворимости газа. Это явление указывает, что нефтенасыщения возросли по крайней мере до равновесных значений. Часто принимается, что при заводнении нефтяных пластов в них создаются нефтяные валы. Описываемые промысловые наблюдения дают решительное доказательство этого предположения.

Общие характеристики режима пласта в рассмотренных месторождениях отличны от режима неполного замещения нефти водой. Однако полученные данные подтверждают полностью возможность вторичного насыщения пласта нефтью.

7Л8. Заключение. За последнее время количество нефтяных пластов, работающих на режиме растворенного газа, значительно снизилось. В результате регулирования отбора нефти при эксплу-

атации большинство подземных резервуаров с газовой энергией было превращено в контролируемые неполным или даже полным замещением нефти водой, исключая нефтяные пласты, полностью изолированные и замкнутые.

Благодаря регулированию эксплуатационных дебитов эффект разделения нефти и газа по удельным весам в пласте, в сочетании с гравитационным дренированием и расширением газовой шапки, способствует повышению нефтеотдачи.

Закачка газа или воды для поддержания пластовых давлений, а также усиление возможного действия естественного гидравлического напора видоизменяют режим растворенного газа в пластах. При иных эксплуатационных условиях последний возник бы во многих пластах с нефтеотдачей, зависящей от начального газосодержания недр. Тем не менее тщательное изучение поведения пластов с режимом растворенного газа имеет определенное значение, так как оно дает понимание процессам, происходящим при разработке более старых месторождений, истощенных в результате механизма выделения газа, а также тех месторождений, которые должны разрабатываться при этом режиме. Это изучение может дать критерий для сравнения с поведением пластов, работающих при режимах неполного или полного замещения нефти водой и при расширении газовой шапки. Оно может описать ранний процесс нефтеотдачи в большинстве месторождений с начальным пластовым давлением на точке насыщения нефтяной фазы до того, как в пластах установился иной механизм нефтеотдачи, видоизменяющий в конечном счете режим пласта. В принципе уравнения движения для системы многофазных жидкостей, сформулированные в главе 4, достаточны для описания поведения пластов с режимом растворенного газа, но эти формулы нельзя применять без больших приближений. Если пренебречь наличием эксплуатационных скважин и представить пласт резервуаром, подвергающимся равномерному отбору из него жидкости, можно написать дифференциальное уравнение, связывающее нефтенасыщение с пластовым давлением [уравнение 7.3(1)]. В результате интегрирования этого уравнения можно определить изменение давления и газового фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи в процессе разработки залежи.

Этот прием автоматически устанавливает величину суммарной нефтеотдачи при абсолютном истощении пластового давления, или же при любом выбранном давлении забрасывания месторождения. Физические данные, входящие в эту трактовку: растворимость газа, коэффициент пластового объема нефти, плотность газа, вязкости нефти и газа, в зависимости от давления и температуры пласта, а также кривые зависимости соотношения проницаемости по газу и нефти от насыщения продуктивного коллектора.

Проведенные расчеты предполагаемого режима растворенного газа применителыно к идеальньш пластам показывают, что газовый фактор сначала падает ниже значения растворимости,

затем быстро поднимается до максимума и, наконец, круто падает с приближением к конечному истощению пласта (фиг. 97).

Начальное убывание характерно также для кривых зависимости «проницаемость - насыщение», имеющих неисчезающее равновесное насыщение свободным газом. Быстрый подъем наступает в результате крутого роста кривой соотношения проницаемости для газа и нефти, как только превышено равновесное насыщение свободным газом.

Окончательное же падение обусловлено в значительной степени уменьшением плотности свободного газа, добываемого совместно с нефтью и связанного с падением давления в пласте. Пластовые давления убывают непрерывно, причем наклоны кривых повторяют тенденцию кривой газового фактора. Суммарная нефтеотдача колеблется в пределах, наблюдаемых на практике, и для принятой кривой зависимости «проницаемость - насыщение» составляет порядок 8-17% объема порового пространства, или 14-32% начальной нефти на месте, в зависимости от физических свойств пластовых жидкостей.

Насыщение пласта свободным газом, наступающее при истощении, колеблется в пределах 21-32%.

Сравнительные вычисления влияния вязкости нефти на конечную нефтеотдачу указывают, что последняя уменьшается с ростом вязкости. Изменение вязкости нефти в 12 раз уменьшает нефтеотдачу для интервала исследованных вязкостей приблизительно в два раза. Рост количества газа в растворе сам по себе вызывает большую нефтедобычу. Однако связанное с этим увеличение усадки нефти в результате может обусловить меньшую нефтеотдачу.

Принимая плотность сырой нефти, как комплексный показатель характеристик газа и нефти, и учитывая взаимосвязанные изменения в вязкости нефти и газа, растворимости газа и усадки нефти, было найдено, что абсолютная конечная нефтеотдача является максимальной при уд. весе нефти 0,824 (фиг. 102). Это в значительной степени является результатом противоположных воздействий изменения вязкости нефти и усадки на нефтеотдачу.

Однако процент извлеченной нефти от начального запаса ее в пласте монотонно увеличивается с уменьшением илотности нефти от 0,1 до 0,778 г/см для рассматриваемых типов пластовых пород и жидкостей. В теоретическом выводе также отражена важная роль усадки. Кроме того, абсолютная нефтеотдача может уменьшиться с падением содержания связанной воды в пласте, если рассматривать зависимость «проницаемость-насыщение» как постоянную.

Процессы нефтеотдачи и конечная нефтедобыча зависят от характера кривой соотношения проницаемостей по газу и нефти для породы коллектора, а также от свойств пластовых жидкостей. Если равновесное насыщение свободным газом отсутствует, то газовый фактор начинает расти немедленно после начала