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

этого выбирают параметры электрической схемы так, что изме-Heiine напряжения, регистрируемое анализатором, идет параллельно с наблюдаемым изменением давления и в основном совпадает с ним, если приложить к нему превращение масштабного коэффициента из первого равенства уравнения (9). Тогда можно рассматривать постоянные водоносного резервуара и их распределение смоделированными его действительными параметрами согласно уравнению (9). Выбор постоянных для лучшего соответствия данным о наблюдаемом давлении может производиться по способу наименьших квадратов. Однако не рекомендуется производить количественных определений параметров нефтяного пласта по такому методу.

Только промысловый опыт и точное знание теологии водоносного резервуара дают основу для оценки согласия между переходными состояниями в естественном месторождении и показателями анализатора, а не просто численные совпадения полученных результатов. Характеристика водоносного резервуара, определяемая по такой методике, представляет сама по себе интерес, так как при этом можно встретить в пласте неожиданные и с трудом обнаруживаемые в общих геологических исследованиях барьеры или сбросы. Однако непосредственной целью таких определений является получение описания будущего поведения водоносного резервуара. Когда установлены характеристики последнего, можно определить будущий его режим при помощи работы интегратора при разных допущенных изменениях величины отбора.

Изменение расхода воды, приложенное у раздела вода - нефть для проверки изменения давления, наблюдать непосредственно нельзя. Если пластовая нефть не насыщена газом и остается в таком состоянии на протяжении всего рассматриваемого интервала давления, то расход воды можно определить как пластовый эквивалент отбираемой при эксплуатации нефти и воды минус объемное расширение остаточных жидкостей в нефтяном пласте, связанное с наблюдаемым падением давления. Если содержимое нефтяного пласта в точности неизвестно, при измерениях может возникнуть лишь незначительная ошибка, так как общее расширение 1 600 ОООж недонасыщенной пластовой нефти представляет величину порядка 240 м/ат. Если же нефть насыщена газом и нефтяной пласт содержит фазу свободното газа,, описанная процедура электрических измерений недействительна. Приток воды можно определить тогда при помощи уравнения материального баланса, дающего величину расхода воды через отбор пластовой жидкости и начальное содержимое пласта, т. е. используя уравнение 6.7 (1). Для этого требуется знание объемов начального содержания нефти и свободного газа в пласте.

Ошибки при подсчете поступившей в продуктивный пласт воды приводят к пропорциональным несоответствиям. К сожалению, неопределенность, связанная с объемными параметрами пласта, является наиболее слабым звеном во всем анализе пла-

стового режима систем, содержащих фазу свободного газа. Однако можно моделировать с удовлетворительным приближением предыдущий процесс разработки пласта. Результаты, получаемые при этом для водоносного и нефтеносного подземных резервуаров, дают основание для предсказания будущего поведения пласта при условии, что подобные экстраполяции не уводят в слишком далекое будущее.

Практически водоносный резервуар обычно моделируется цепочкой конденсаторов и сопротивлений (фиг. 148). Естественный водоносный резервуар представлен цилиндрической системой или цилиндрическими секторами, где кольца, ограниченные приближенно эквипотенциальными поверхностями, моделируются соответствующими единицами конденсаторов и сопротивления.

Электроанализатор был разработан вначале для изучения режима водоносного резервуара, но он усовершенствован в настоящее время настолько, что его применяют для исследования комбинированных систем нефтяного и водяного подземных резервуаров. Единичный элемент, представляющий модель нефтяного резервуара, составляет один из основных компонентов всего сложного прибора. Область, для которой можно использовать указанный прибор, включает резервуары с частичным внедрением воды, а также содержащие фазу свободного газа, сжатую в различной степени, а также отдельно существующую газовую шапку. Колебания проницаемости в пределах нефтяного резервуара вследствие изменения насыщения его жидкостями не могут учитываться линейными цепями, применявшимися до сих пор.

8.9. Месторождение Восточный Тексас. Если водоносный резервуар обладает однородными свойствами, математическая обработка его режима при помощи аналитических приемов, приведенных выше, не сложна. Месторождение Восточный Тексас, открытое в 1930 г., дает пример использования аналитического метода для проектирования разработки залежей с водонапорным режимом. При помощи такого исследования была установлена теория упругого режима в водонапорных системах.

В месторождении Восточный Тексас нефть добывается из песчаника Вудбайн с глубины 915-996 м ниже уровня моря. Резервуар представляет собой стратиграфическую залежь, расположенную на моноклинали. Он имеет 77,2 км в длину и 6,4-12,8 км в ширину. Средняя эффективная мощность нефтяного песчаника 10,5 м; площадь 53 800 га. Удельный вес извлекаемой нефти составляет 0,823-0,833. Тезмнература резервуара 63,4° С. Начальное давление в резервуаре было 110,12 ат, но нефть была насыщена газом лишь до 51,4 аг в количестве 65,7 м/м; коэффициент пластового объема нефти 1,26. Средняя пористость песчаника 25,2%, проницаемость 2000-3000 миллидарси; насыщение связанной водой 17%. Начальный контур нефтеносности залегал на глубине 997,5 м ниже уровня моря, й

Представление о нефтяном месторождении как линейном сто-ке означает эффективно бесконечную протяженность водоносного резервуара (по данным исследователей Восточного Тексаса).

* Допустить наличие амплитуды у внешней границы резервуара явилось бы лучшим приближением, но оба допущения, а также представление о бесконечной протяженности резервуара должны дать в основном аналогичное теоретическое изменение падения давления на большей части процесса разработки месторождения.

в начале разработки подошвенная вода залегала на продуктивной площади 28 648 га. Более 25 ООО скважин было пробурено на нефтяной пласт.

К началу 1947 г. среднее пластовое давление составляло 69,4 ат. Давление в нефтяном резервуаре было выше точки насыщения, хотя вдоль крайнего юго-восточного крыла месторождения давления упали несколько ниже. Общее начальное содержание дегазированной нефти в резервуаре составляло величину порядка 960 000 000 м. При коэффициенте сжимаемости 1,5- Ю" на 1 ат падение давления в 40,8 ат дало бы расширение объема на 5 560 000 ж. Даже при учете расширения связанной воды и объема выделившегося газа у юго-восточной границы месторождения приблизительно 98% общего отбора нефти, т. е. примерно 378 560 000 к началу 1947 г. должны были заместиться поступающей краевой водой.

Практически Восточно-Тексасское месторождение имеет режим полного замещения нефти водой. При расчетах была принята строгая однородность водоносного резервуара Вудбайн, окружающего месторождение Восточного Тексаса. Такое допу-шекие представляет собой, разумеется, крайнюю идеализацию», но геологические данные не дают прямого доказательства какого-либо специфического изменения характеристики резервуара. Поэтому было принято, что песчаник Вудбайн вне промысловой площади обладает равномерными мощностью, проницаемостью и пористостью.

Нефтяное месторол<дение можно заменить круговым стоком с концентрированным отбором нефти, имеющим радиус 32 160 м и дугу 120°.

Водоносный резервуар Вудбайн можно рассматривать как резервуар с бесконечной протяженностью в течение значительной части продуктивной жизни месторождения Обобщение Зфавиения 8.4(8), исходя из приложения наблюдаемого изменения в отборе жидкости, покажет тогда изменение давления у контура нефтеносности месторождения. Так как резервуар фактически имеет конечную протяженность, то расчеты исходят из предположения ограниченности его размеров круговым коп-тупом на 160 км от центра радиального стока, представляющего нефтяное месторождение. Принимается также, что на протяжении всего процесса добычи нефти до 1947 г. давление у внешней границы оставалось постоянным на начальном значении 10,12 ат *. На осноове этих допущений можно подсчитать из-