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

Кроме Tforo, преимущество механизма вытеснения нефти водой ио сравнению с газом может подвергаться сомнению, если содержание связанной воды в нефтяной зоне высоко. За исключением эффекта поддержания давления значение доиолнитель-ного поступления воды в результате закачки тогда не имеет большой ценности.

В исключительных обстоятельствах, какие могут возникнуть, например, © сильно трещиноватых известняках, ускоренное поступление воды в залежь может оказаться даже вредным. Закачка воды, так же как и другие операции по контролю режима пластов, должна предприниматься лишь после изучения соответствующего пласта. Ни один метод не имеет универсального применения. В ряде случаев единственными мероприятиями, необходимыми для эффективной нефтеотдачи, могут явиться контроль и распределение отборов жидкости при эксплуатации.

8.12. Дополнительные примеры водонапорного режима. В дополнение к уже разобранным примерам рассмотрим еще несколько месторождений, но без детального анализа.

Остановимся на месторождении Конроэ в Тексасе. Поверх нефтяной зоны этого месторождения, открытого в 1932 г., частично залегает газовая шапка. На раннем этапе разработки этого месторождения контроль над отбором нефти отсутствовал, газовые факторы были высоки, а давление в залежи быстро падало, как обычно при режиме «растворенного газа». Последующее падение дебитов нефти и газа быстро привело месторождение к режиму вытеснения нефти водой. Газовый фактор снизился до величины растворимости газа в нефти удельного веса 0,833. Давление в пласте полностью стабилизировалось и даже начало подниматься, пока повышенные скорости отборов в результате требований военного временя и непрерывного роста добычи воды не вызвали возобновления падения его в 1941 г. Для этого месторождения подсчитанная суммарная отдача составляла более 60% начального запаса нефти.

Другим примером устойчивой общей отдачи жидкости при полном замещении нефти водой является эксплуатация продуктивного пласта северного склона песчаника «А» на месторождении Западная Колумбия в Тексасе.

Исключая колебания, связанные с ликвидацией отдельных скважин или изменениями в местных условиях разработки, получили, что общие дебиты нефти и воды оставались существенно постоянными в течение 15 лет, пока не было введено пропорционального снижения эксплуатационных .отборов. В течение периода неконтролируемого отбора жидкости из пласта было шято 12,5 млн. жидкости, причем среднее давление упало от 91 до 75 ат. Наблюдаемые газовые факторы в пределах ошибок измерения не превышали величины растворимости газа - 25,6 мУм\

Одновременно с повышением отбора воды йз нефтяных пластов с водонапорным режимом происходит обычно продвижение в пласт водонефтяного контакта.

Эти -водонефтяные границы не дают резко очерченного раздела между областями отбора чистой нефти и воды, которые обычно отделяются друг от друга переходной зоной с меняю-шимся содержанием воды в отбираемом дебите.

Как можно видеть из разных примеров поведения нефтяных пластов с водонапорным режимом, эксплуатационные скважины могут отдавать нефть в течение длительных периодов после первого появления воды в стволе скважины. Рост содержания воды в обш,ем дебите пластовой жидкости не следует определенному закону, но меняется с механизмом нефтеотдачи и характером продуктивной зоны. В сильно проницаемых кавернозных пластах, имеющих незначительный перепад давления в коллекторе, где нефть фактически всплывает над подошвенной водой, имеющей горизонтальную поверхность раздела вода- нефть, дебит скважин переходил на воду свыше чем на 95%! в течение нескольких часов после первого появления воды в них.

В большинстве же водонапорных нефтяных пластов требуются месяцы или годы, чтобы процент воды при добыче нефти достиг 95%.

Точное значение водонефтяного фактора при забрасывании месторождения является переменной, зависящей от местных экономических факторов, так как стоимость откачки воды и ее удаления с промысловой площади, коррозионные свойства воды, общие эксплуатациояные и накладные расходы могут вызвать забрасывание скважины вскоре после первого появления в ней воды. Но в ряде случаев нефтедобыча может оставаться промышленно выгодной, пока в общем дебите не будет получено 99% воды. Во многих нефтяных районах средние водонефтяные факторы на протяженки всего продуктивного периода находятся в пределах от 5 до 10.

Абсолютная величина продвижения водяного контура в отдельных месторождениях имеет значение лишь в отношении отбора жидкостей из пласта. Однако интересно отметить величины его, наблюдаемые в различных нефтяных пластах с водонапорным режи1Мом. Значение коэффициента вторжения краевой воды с можно определить при помощи вычисления притока воды, исходя из уравнения матернального баланса [уравнение 6.7(1)],. а также выражая расход поступающей воды приближением к установившемуся состоянию, указанному в уравнении 6.7(3).

В табл. 22 приведены значения коэффициента с для некоторых месторождений с водонапорным режимом.

Там, где поступление воды в продуктивный пласт осуще-ставляется за счет механизма расширения упругой жидкости, эти коэффициенты продвижения краевой воды не остаются постоянными на дротяжении продуктивного периода жизни месторождения. Однако они показывают относительную вели-

Таблица 22

Коэффициенты продвижения краевой воды

чину заводнения продуктивного пласта. Кроме того, значения с в последнем столбце табл. 22, относящиеся к единице общего объема нефтяного резервуара, увязываются с наклоном кривых падения давления, приведенных на фиг. 92. Эти данные отражают отбираемые дебиты пластовых жидкостей, а также скорости заводнения.

8.13. Подземные резервуары с напором подошвенной воды. Физическое представление. До сих пор при разборе нефтяных пластов с водонапорным режимом обращалось внимание только на общие характеристики режима, т. е. на зависимость пластового давления от дебита пластовой жидкости. Характер фактического продвижения воды в продуктивный коллектор учитывался лишь тем, что в естественных водонапорных нефтяных пластах скважины, расположенные по краям структуры, по".те-пенно обводняются, и отбор нефти из них сопровождается непрерывно возрастающим содержанием воды.

Лри рассмотрении продвижения поверхности раздела вода- нефть удобно проводить различие между «наступлением краевых вод» и подъемом подошвершой воды. В первом случае движение воды происходит в значительной мере в направлении, параллельном напластованию. Это происходит обычно в относительно тонких продуктивных пластах и слоях, залегающих вдоль структурных склонов, с заметным падением. Во втором случае поверхность раздела вода-нефть залегает в нулевой плоскости или с небольшим уклоном. Такие условия встречаются в мощных слоях, или же в слоях со слабым рельефом. Разумеется, в природе такие крайние -случаи наблюдаются редко. Даже когда месторождение контролируется в целом напором краевых вод, в бортовых скважинах обычно проявляется напор подошвенной воды.