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

Смаковер, покрывает (площадь в 2 560 ООО-5 120 ООО га. В 1944 г. 12 месторождений, из которых добывается нефть или конденсат и залегающих в антиклинальных структурах, были вскрыты в верхнем отделе формации Смаковер, известной под названием (известняка Рейнольде. Все залежи показывают некоторое влияние гидравлического напора. Геологические разрезы 75 сухих скважин, вскрывших всю толщу известняков, совместно с геолого-эксплуатационными материалами по скважинам в пределах нефтяных залежей дают довольно полную картину физической характеристики водоносного резервуара. Водоносный резервуар пересекается главным сбросом, а в остальном отдельные части резервуара связаны между собой. Мощность пористой среды составляет 30-90 м. Первоначальные давления в нефтяных месторождениях были прямо пропорциональны глубине их залегания ниже уровня моря с градиентом в 11,5 ат на 100 м, что соответствует гидростатическому градиенту напора вод в пластах. Необходимо отметить, что в двух из указанных месторождений не имелось первоначально газовой шапки, и нефть в них сначала была недонасыщенной газом. Три залежи являются конденсатными резервуарами; в них отсутствуют зоны нефти. Известняки представлены оолитовыми разностями с высокой проницаемостью и умеренной пористостью. Количество поступившей в продуктивный пласт краевой воды определялось при помощи уравнения материального баланса. При этом предполагалось, что объемы нефти и газа в залежах известны. Точное значение подсчитанного количества поступившей краевой воды зависит от принятых допущений для порового объема резервуара. Имелось самостоятельное доказательство существования действия гидравлического напора, а именйо: наблюдалось ранее появление воды в краевых скважинах, относительный рост количества добываемой воды, подъем пластового давления вслед за снижением отборов и т. д.

Исследования при помощи электроанализатора были проделаны для 7 месторождений. Масштабные коэффициенты и средние значения постоянных характеристик водоносного резервуара, необходимые для воспроизведения наблюдаемого пластового давления, приведены в табл. 20, где h-средняя мощность пласта в м, а /<; - сжимаемость в атгК Численное значение для k, принятое в табл. 20, в 1,127 раз выше его проницаемости в дарси. Факторы L, М, N определены из уравнения 8.8(9). Как подтверждается другими геологическими доказательствами, значения постоянных водоносного резервуара, определенные электроанализатором и занесенные в табл. 20, показывают, что водоносный резервуар должен иметь значительно меньшую среднюю проницаемость, чем та часть известняков, которая занята нефтяными коллекторами. Эффективная сжимаемость для воды получается, за исключением месторождения Бэкнер, в 50-100 раз выше нормального табличного значения. Вследствие большого объема бурения на указанных площадях сомнительно, чтобы сохрани-

лось заметное число не открытых больших залежей газа, кроме связанных с уже известными нефтяными и газовыми месторождениями, и которые могли бы вызвать такую высокую эффективную сжимаемость воды в водоносном резервуаре. Поэтому надо считать, что исследование таких водонапорных систем при помощи электроанализатора носит по существу эмпирический характер.

Таблица 20

Масштабные коэффициенты и параметры водоносного резервуара, принятые при изучении известняков Смаковер на электроанализаторе

Пока пластовое давление поддерживалось выше точки насыщения, месторождение Бэкнер должно было работать как резервуар с полным замещением нефти водой, исключая расширение пластовой жидкости. Однако рост эксплуатационных отборов, связанный с увеличением добычи воды, мог в конце концов привести к выделению газа из раствора и частичному установлению режима «растворенного газа» при условии, что дебит отбираемой нефти существенно не снизился или не был осуществлен возврат воды в пласт. В этом отношении одно из наиболее полезных применений злектроанализаторов заключается в возможности описать влияние подобных изменений на режим пласта.

Определенную на электроанализаторе реакцию давления пласта на изменения в промысловых операциях можно получить на основании общих рассуждений. Однако количественную величину его можно определить только путем применения электроанализатора или соответствующих аналитических вычислений.

Самое большое из приуроченных к известнякам Рейнольде - месторождение Магнолия - служит примером резервуара с неполным замещением нефти водой, который подвергся изучению.

При помощи электроанализатора. Наличие неполного замещения нефти водой следует из того, что общее поступление воды в залежь составило примерно 81% суммарного отбора нефти и воды. Кроме того, залежь первоначально содержала газовую шапку с объемом, равным Ve объема нефтяной зоны. Нефть вначале была насыщена газом при пластовом давлении 235 ат. Плотность сырой нефти 0,833 г1см.

При изучении этого месторождения при помощи электроанализатора предполагалось, что водяной резервуар однороден, исключая барьер, образованный зоной главного сброса. Пластовые давления, определенные на электроанализаторе с применением данных о притоке воды, вычисленных из уравнения материального баланса, и постоянных из табл. 20, показали согласие с наблюдаемыми давлениями. Медленный подъем газового фактора и ограниченное падение пластового давления подтвердили важную роль гидравлического напора на ранней стадии развития пластового режима в резервуаре, так как вода замещала большую часть депрессионных воронок, вызванных отбором нефти и газа. Однако можно показать, что если бы добыча нефти увеличилась до 4000 м/сутки или превысила это значение, то без возврата газа в залежь в ней быстро возник бы режим «растворенного газа».

Если бы газовые факторы возрастали без ограничения, а га-зо)вая шапка отдала есе свое содержимое, то нефть переместилась бы в последнюю под влиянием наступающих краевых вод.

С точки зрения полноты нефтеотдачи наиболее эффективная программа разработки месторождения получается в результате комбинированного эффекта расширения газовой шапки, обусловленного возвратом газа в залежь, и затопления ее наступающей водой.

Если бы весь отобранный газ был возвращен обратно в газовую шапку, то в момент заброса залежи примерно месторождения было бы занято водой и 7з газом.

В табл. 21 приведены различные варианты разработки указанного месторождения к I960 г., подсчитанные на электроанализаторе.

Потеря нефти в результате перемещения ее в газовую шапку представляет возможную опасность в месторождениях с газовыми шапками и активным напором воды. Если газовая шапка является вначале «сухой», то вторжение нефти в нее приводит к потере остаточной нефти. Даже если газовая шапка впоследствии затопляется водой, остаточная нефть все еще занимает 20-30% порового пространства. Для того чтобы избежать таких потерь, закачку газа в газовую шапку можно рекомендовать даже в том случае, когда пласт подвергается сильному действию водяного напора.

Некоторые месторождения, приуроченные к этим известнякам, расположены так близко, в пределах 16 км от месторождения