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

эксплуатации, но достигаемый им манаимум ниже, чем начальное падение его, обусловленное неисчезающим раеновесньш газонасыщением (фиг. 103). При этом суммарная нефтедобыча снижается. В целом нефтеотдача уменьшается с увеличением соотношения проницаемостей для газа и нефти.

Если пренебречь расширением газовой шапки и гравитационным дренированием, то теория, разработанная для пластов с режимом растворенного газа, распространяется и на пласты с первоначальными газовыми шапками [уравнение 7.5(4)]. При этом допускается, что газ из газовой шапки рассеивается через нефтяную зону и отбирается из скважин при падении пластового давления В1месте с растворенным газом. Как и следует ожидать, суммарная нефтеотдача возрастает с увеличением мощности газовой шапки (фиг. 106). Теоретически было установлено, что увеличение общего количества газа, имев/шегося первоначально в пласте, включая газ из газовой шапки, в четыре раза по сравнению с растворенным газом повышает конечную нефтеотдачу почти на 50%, а насыщение свободным газом при истощении пласта примерно на 25%.

По ,мере истощения пласта с режимом растворенного газа ж падения пластового давления происходит непрерывное уменьшение в нем подвижности нефти. В частности, уменьшается соотношение «проницаемость-вязкость», а отсюда и теоретическое значение коэффициента продуктивности (фиг. 107-109). Вычисление абсолютной величины коэффициента продуктивности теоретическим путем сомнительно. Вместе с тем значения его в процессе истощения пласта относительно первоначально наблюдаемых величин могут равняться приблизительно соотношению текущей зависимости «проницаемость - вязкость» к полученной в начале разработки. Если учесть допущения, возникающие в связи со снижением давления на эксплуатационных скважинах и влияние характера эксплуатации сквалин, можно вывести приближенную теорию, дающую изменейие суммарной нефтеотдачи во времени, и построить кривые зависимости дебита нефти и падения давления во времени.

Основное дифференциальное уравнение, связывающее нефтенасыщение с пластовым давлением, можно обобщить для описания условий, при которых происходит нагнетание газа в продуктивный пласт с целью замедления падения давления и увеличения суммарной нефтеотдачи. Принимается, что газ, нагнетаемый в пласт для поддержания давления, распределяется и равномерно рассеивается по всей нефтяной зоне так, чтобы он равномерно отбирался из скважин совместно с растворенным газом. Результаты интегрирования этого обобщенного уравнения показывают, что закачка в пласт добытого газа замедляет падение пластового давления и в конечном счете приводит к большей нефтеотдаче. Эффект -от обратной закачки газа в пласт возрастает с увеличением количества возвращаемого газа по отношению к добываемому газу.

Повышение нефтеотдачи обычно связано с ростом насыщения пласта свободным газом, даже если задержка усадки пластовой нефти влияет положительно ща нефтеотдачу. Отсюда, эксплуатационные газовые факторы стремятся возрасти выше максимальных значений, связанных с нормальным механизмом истощения пласта при режиме растворенного таза. Газовый фактор для гипотетического пласта, взятого в качестве примера, составляет максимум 792 м/м. При возвращении в пласт 60% добываемого газа это значение возрастает до 1863 м1ле, а если бы в пласт возвращалось 80% отобранного газа в течение всего процесса его разработки (фиг. 111), то газовый фактор увеличился бы до 3510 mIm нефти. Если бы в пласт возвращали весь отобранный газ, то величина газового фактора поднялась бы до 3600 лг/м ко времени, когда пластовое давление упало бы от начального значения 170 ат до 91 ат. Если бы закачка газа прекратилась при давлении 91 ат, то давление в пласте резко упало и достигло бы 6,8 ат с дополнительной нефтеотдачей, равной лишь 1,1% порового пространства.

Если бы соотношение закачиваемого газа к добываемому не упало до нуля, а снизилось до 80%, то дополнительная нефтедобыча при снижении пластового давления до 6,8 ат составила бы 4,5% порового пространства. Это дало бы увеличение нефтеотдачи на 2% в единицах порового пространства по сравнению с 80% возвратом газа на протяжении всего процесса раз-оаботки, хотя это и потребовало бы дополнительно около 50% количества нагнетаемого газа на единицу объема извлекаемой нефти.

При полном BOiSBpare всего добытого газа обратно в пласт шжно вычислить кепосредственно зависимость «давление - суммарная нефтеотдача» без интегрирования дифференцкаль-ного уравнения [уравнения 7.7(4) и 7.7(5)]. Эти взаимосвязи не зависят от соотношения проницаемостей по газу и нефти для пластовой породы.

Так как в большинстве промысловых операций по закачке газа в пласт возвращается 60-80% добываемого газа, то получаемый эффект от закачки заключается в задержке падения пластового давления, а не в строгом поддержании давления, при условии, что в пласте не имеется дополнительного влияния гид равлического напора. Для достижения полной стабилизации давления необходимо иметь соотношение закачки выше 100% уравнение 7.7(8)".

Если закачка газа проводится при низких давлениях, то достаточно закачивать в некоторых случаях несколько меньше 100% от добываемого газа, чтобы получить тот же эффект.

Общий прирост нефтедобычи получается максимальным, если возврат газа предпринимается в начале процесса разработки залежи. Потеря в суммарной нефтедобыче в связи с задержкой закачки газа в пласт невелика, если давление нагнетаемого газа составляет половину начального пластового давления (фиг. 116).

Максимальные и средние газовые факшоры, общее количество нагнетаемого газа и газа, закачиваемого в пласт на единицу суммарной нефтедобычи, уменьшается с понижением давления, при котором начинается возврат газа. Нефтедобыча же в целом повышается с увеличением количества закачиваемого газа (фнг. 117).

Повидимому, теоретически можно предсказать поведение пластов с режимом растворенного газа, но принятая теория строго ограничена допущениями и приближениямн, на которых она базируется. Сюда входит допущение о строгой однородности пласта, о равномерности распределения отборов по пласту, не учитываются скважины, отстоящие друг от друга на большом расстоянии, и ограничена роль плотности пластовой жидкости.

Очень часто принимается, что падение нефтедобычи подчиняется экспоненциальному закону [уравнение 7.10(1)]. Это можно подтвердить простым способом, а именно получением линейной зависимости дебита от времени на полулогарифмической бумаге или же постоянством отношения текущего дебита к его падению на предыдущем конечном интервале давлений. Линейная зависимость между суммарной нефтеотдачей и текущим дебитом является также эквивалентным доказательством этого положения [уразнение 7.10(3)\

Установив один раз тип изменения пластового дебита, можно сфорхмулировать падение добычи нефти из пласта в будущем.

Часто между дебитом и временем наблюдается зависимость функции силы [уравнение 7.10(4)], которую можно подвергнуть линеаризации соответствующим построением в логарифмическом масштабе. Этот вывод означает неизменность первых разностей отношений дебита к предыдущим бесконечно малым падениям его и регулируемой логарифмически-логарифмической линейности суммарной нефтедобычи по отношению к текущелу дебиту jpaBHeHMe 7.10(5)].

При описании будущего процесса разработки месторождения было получено для кривой падения нефтедобычи много совпадающих эмпирических формул. Широкий диапазон полученных выражений доказывает отсутствие единой обш,ей формулы для описания поведения пласта при режиме растворенного газа.

Экстраполяция опытных данных имеет известное значение для правильной оценки будущего падения нефтеотдачи пласта, но любая экстраполяция исходит из положения, что общее направление разработки в прошлом будет сохраняться на протяжении всего интервала экстраполяции.

До сих пор было опубликовано очень мало полных описаний процесса нефтеотдачи из пластов с режимом растворенного газа.

С качественной стороны месторождения, о которых имеются фиксированные сведения, следуют теоретически предсказанному поведению. Пластовое давление в них непрерывно падает с ростом нефтеотдачи, но как-будто не зависит от скорости отбора нефти из пласта.