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

Проведенное здесь различие межд> напорами краевых вод а подошвенной воды относится лишь к режиму отдельных скважин; рассматриваются детали местного движения поверхности раздела вода - нефть.

Общее (поведение нефтяного и водоносного подземных резервуаров определяется равновесием между эксплуатационными отборами жидкостей и производительностью водоносного резервуара, которая Б свою очередь отражает физические свойства последнего.

Общее истолкование и анализ зависимости «давление - время» или «давление - дебит нефти», разработанные в предыдущих разделах, остаются полностью справедливыми, независимо от того, имеет ли продуктивный пласг напор преимущественно краевых вод или подошвенной воды.

В месторождении с водонапорным режимом, при котором происходит наступление краевых вод, процесс отдачи нефти и газа из отдельных скважин прогрессирует, так как вода притекает от начальных контуров питания и непрерывно сокращает продуктивную площадь. Непосредственное взаимодействие между наступающей водой и забоями нефтяных скважин происходит неравномерно по всем скважинам в месторождении. По мере отбора нефти из пласта вода непрерывно перемещается от первоначального водонефтяного контура внутрь месторождения. Это наступление краевой воды зависит от характера эксплуатации скважин, непосредственно находящихся под воздействием краевых вод. Физически обстановка в пласте соответствует мно-госкважинной системе, разрабатываемой при помощи линейного заводнения. Используя такое представление, можно создать приближенную теорию для детального описания продвижения краевых вод. Однако влияние сокращения продуктивной площади в связи с продвижением контура воды на распределение нефти и газа в незатопленной части нефтяной зоны, где нефтеотдача происходит при режиме «растворенного газа», можно подсчитать согласно методу, описанному в параграфе 7.17.

Для месторождений с напором подошвенной воды физическая обстановка будет несколько отличной. Когда подошвенная вода распределена равномерно по всей продуктивной площади, все скважины, находящиеся в одинаковых условиях вскрытия пласта, подвергаются тождественным процессам воздействия. С качественной стороны нетрудно сформулировать для подобных систем процесс нефтеотдачи и протекание заводнения. При относительно высоком пластовом давлении внутри водяной зоны и в нижнем слое нефтяной зоны, а также при сниженном давлении на забое скважины вода испытывает заметный перепад давления, распределенный по всей нефтенасыщенной зоне. Линии тока в этом случае приблизительно перпендикулярны исходной поверхности раздела вода-нефть и обычно направляются кверху до приближения к продуктивному слою, вскры-

тому скважиной, где они отклоняются и идут в направлений забоев скважин.

На фиг. 150 приведено схематическое изображение описанного 1случая. Механизм нефтеотдачи и поступления воды, показанный на фиг. 150, не следует смешивать с водяным конусооб-разованием. Приближенная аналитическая теория водяных конусов базируется на представлении о добыче нефт» как однородной жидкости. Горизонтальный характер движения жидкости рассматривался в основном как вытеснение нефти выделяющей мся из раствора газом.

( /f/ddiL

Фиг. 150, Схема напора подошвенной воды относительно забоя эксплуатационной скважины.

В этом случае нижняя пластовая вода представляет скорее подвижную поверхность раздела водяной и нефтяной зон, чем жидтость, замещающую отбираемую нефть из пласта. Для относительно установшшихся условий нижняя иластовая вода может залегать в статическом состоянии при гидростатическом и динамическом равновесии под нефтяной зоной и не оказывать существенного влияния на добычу нефти. В процессе нефтеотдачи при режиме «растворенного газа» пластовое давление падает, и нижняя вода поднимается в нефтяную зону. Однако местное поведение забоя скважины для любого этапа процесса нефтеотдачи можно рассматривать как будто медленное переходное поступление воды не играет большой роли.

Для анализа пластов с напором подошвенной воды последняя считается естественным движущим фактором при нефтеотдаче. Предполагается, что течение нефти к забоям эксплуатационных скважин происходит благодаря ее вытеснению из пористой среды поднимающимся водяным зеркалом. Так как вертикальный компонент Скорости у поверхности раздела вода - нефть, очевидно, имеет максимум вдоль осей эксплуатационных скважин и возрастает с приближением к забоям последних, то поверхность раздела принимает конусообразную форму у забоя каждой скважины. Система с напором подошвенной воды ачало-

гична системе с водяным конусообраэованием лишь с точкч зрения качественного подобия формы поверхности раздела.

При разработке проблемы напора подошвенной воды необходимо сделать ряд допущений, вытекающих в значительной степени из аналитической необходимости. Анализ основан ка допущении, что поднимающаяся вода является единственной жидкостью, вытесняющей нефть, н что пластовое давление всюду выше точки насыщения. Так как разбор касается в основном MecTHOiro движения жидкости у забоя скважин, допускаются условия установившегося состояния. Переходный характер течения воды в водоносном резервуаре не должен существенно влиять на решение проблемы. Соотношение «проницаемость - вязкость» для нефти, залегающей над поверхностью раздела вода - нефть, берется таким же, что и для воды в затопленной части нефтяной зоны,

В естественных условиях такое допущение может быть строго справедливым лишь случайно. Однако если соотношение «проницаемость - вязкость» в затопленной области превышает соответствующее значение для нефтенасыщенной зоны, то поступление воды в эксплуатационные скважины развивается быстрее, чем вычислено здесь, и, наоборот, если эта величина меньше, то процесс обводнения происходит медленнее.

Внесение различных значений соотношения «цроницаемость - вязкость» для водяной и нефтяной зон усложняет анализ и делает его почти не поддающимся математической обработке. По аналогичной причине не учитывается вымывание нефти из затопленных частей нефтяной зоны, а остаточная нефть под разделом вода -нефть рассматривается потерянной.

Наиболее серьезным приближением является пренебрежение разностью в плотности между нефтью и водой. Таким образом, все различия между нефтью и водой, которые могут повлиять на динамику жидкостей, не учитываются, и комплексная система нефти и воды заменяется единой системой однородной несжимаемой жидкости. Поверхность раздела ©ода - нефть определяется при этом скорее как геометрическая поверхность, но не как физическая граница между двумя жидкостями.

Пренебрежение разностью плотности между водой и нефтью означает, что все основные явления, характеризующие систему напора подошвенной воды, не зависят от дебита. Они зависят лишь от геометрических и физических постоянных системы и не меняются от колебаний дебитов, которые влияют лишь на масштаб дремени.

Это, конечно, не является строго справедливым. Повышенная плотность воды по сравнению с нефтью стремится затормозить и выпрямить конусообразное развитие поверхности раздела воды и нефти. Этот эффект больше всего заметен при малых отборах нефти и при низком эксплуатационном перепаде давления. В исключительных случаях, когда скважина закрыта на длительный период, подъем воды непосредственно вокруг забоя сква-