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

теснения, увеличевие суммарной добычи нефти, ограниченной ростом водонефтяного фактора до неэкономичных пределов, будет на много ниже по сравнению с добычей безводной нефти.

/ аг 0,3 о, 0,5 о,в QJ 0,8 as ио

Фиг. 162. Расчетные кривые изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, и работающих под напором подошвенной воды.

V -объем-.нефтяной зоны, затопленной водой; на скважину; а-расстояние между скважинами; h - мощность нефтяной 1зоны; а - безразмерный параметр размещения скважин.

"I I

op аг й:3 0, 0,5 0,5 Dj OJ 09 1,0 V/ah

Фиг. 163. Расчетные кривые изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для несовершенных скважин, работающих под напором подошвенной

воды.

Для самой верхней кривой уплотнение равно 2,92 га на скважину; для последующих четырех кривых уплотнение составляет 0»732 га на скважину; для наиболее нижней кривой уплотнение равно 0,03 га на скважину. Цифры на кривых показывают вскрытие пласта в процентах. Остальные обозначения взяты из

фиг. J62..5f

8.16 Роль проницаемости анизотропной среды и размещения скважин в коллекторах с напором подошвенной воды. Наибольшее значение рассматриваемого анализа для скважин, работающих ПОД напором подошвенной воды, имеет характер продуктивных коллекторов, связанный с их изотропностью. Если принять нефтяную зону изотропной, то теоретическая эффективность вытеснения нефти из нее, а также количество добытой нефти крайне ограничены. Наблюдения над добычей безводной нефти в заметных количествах из скважин, законченных в пластах с подвижными подошвенными водами и работаюиих под их напором, показывают высокую анизотропную проницаемость. Так, для получения эффеюивной степени вытеснения - 25 % - в коллекторе, имеющем мощность 7,5 м, при размещении скважин с плотностью 4 га на каждую отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной должно иметь значение, указанное в табл. 23, где а является безразмерным параметром размещения скважин, изображенным на фиг. 158, при Е ~ 0,25. Если бы коллектор был изотропным, значение этого фактора было бы 26,4; h* дают эквивалентные значения мощности нефтяной зоны для Е = 0,25 в изотропной среде.

Таблица 23

Отношения проницаемости, необходимые для получения 25% эффективного вытеснения в нефтяной зоне, с мощностью 7,5 м

Из сказанного видно, что во всех случаях эффективная проницаемость по вертикали должна быть меньше 1 % горизонтальной проницаемости, а если порода была бы .изотропной, то для

получения Е = 0,25 ее мощность должна быть в 20-24 раза выше действительной. Эта высокая анизотропность противоречит как будто анализу кернов, который обычно, показывает самое большее один и тот же порядок величины разности между вертикальной и горизонтальной проницаемостью. Только в редких случаях проницаемость, перпендикулярная напластованию оказывается выше, чем в направлении слоистости. В данном случае проницаемость по вертикали связана с геометрическим распределением отдельных и локализованных непроницаемых элементов, залегающих в общей массе пористой среды, которая сама )Может быть полностью изотропной.

Опубликованных сообщений о режиме пластов с подошвенной водой имеется очень мало. Однако длительные периоды получения безводной нефти наблюдались в месторождениях с напором подошвенной воды, где забои скважин находились на расстоянии меньше 1,5 м над исходным контактом вода-нефть и где не было зарегистрировано наличия глинистых прослойков или строго непроницаемых барьеров в продуктивном коллекторе.

Фиг. 157 показывает, что добыча нефти из месторождений с напором подошвенной воды для некоторых интервалов физических параметров возрастает с плотностью скважин. Это явление объясняется чисто геометрическим эффектом, который ни в коем случае не отражает влияния размещения скважин на эффективность микроскопического вытеснения для местного затопления нефтяного пласта водой; в аналитических уравнениях

он выражен фактором / и предполагается постоянным и однородным независимо от размещения сквалсин. Чтобы последнее имело влияние на эффективность микроскопического вытеснения нефти, его следовало бы ввести как отдельный фактор, определяющий выбор / в уравнении 8.15(6).

Когда расстояние между скважинами достаточно велико, перекрытие конусов на разделе вода-нефть, соосных отдельным

скважинам, отсутствует, и добыча нефти пропорциональна плотности скважин. Отсюда расстояние между скважинами должно быть дано в долях яшервала между источником напора и системой скважин. Для резервуара с напором подошвенной воды этим интервалом, очевидно, является мош;ность нефтяной зоны. Анизотропность коллектора влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали способствует выполаживанию конусообразной верхушки, поверхности разде/[а вода-нефть, что соответствует эффекту от дальности расстояния между скважинами.

Высокая проницаемость по вертикали способствует быстрому и концентрированному проникновению поверхности раздела вода-нефть в виде заостренного конуса к забоям скважин и низкой эффектизности вытеснения нефти подошвенной водой.

Именно по этой причине, как указывает анализ, критерием размещения скважин в системах с напором подошвенной воды

должен явиться безразмерный параметр размещения а, т. е. отношение расстояния между скважинами к мощнс-сти нефтяной зоны, умноженное на корень квадратный из отношения проницаемости по вертикали к горизонтальной проницаемости.

Относительно существующего параметра размещения скважин 1М0ЖН0 отметить, что отношение расстояния между сквалси-

на-ми к мощности нефтяной зоны обычно таково, что а в изотропных породах попадают в интервалы, для которых добыча безводной нефти приблизительно пропорциональна плотности скважин. Однако суммарная добыча нефти из скважин при этом настолько мала, что эксплуатация их имеет сомнительное промышленное значение. Но там, где эффективность вытеснения при редком размещении скважин велика вследствие анизотропности

коллекто(ра, соответствующие значения параметра размещения а автоматически лягут в интервале, для которого добыча безводной нефти будет меньше зависеть от абсолютного размещения скважин.

Приведенная здесь аналитическая теория пластов с напором подошвенной воды базировалась на полном пренебрежении разностью в плотности нефти и воды. Поэтому полученные выводы, повидимому, не зависят от скоростей отбора нефти из скважин или месторождений. К сожалению, важность этого допущения невозможно оценить точно. Ясно, что влияние этого фактора становится меньше, вплоть до полного исчезновения по мере того, как эксплуатационные перепады давления сталовятся очень большими по сравнению с гидростатическим эквивалентом столба жидкости с высотой, равной мощности нефтяной зоны, и плотностью, равной разности плотностей нефти и воды.

Предельную оценку роли этой разности можно произвести, сравнивая дифференциальный градиент силы тяжести с подсчитанным градиентом давления на поверхности раздела вода- нефть вдоль оси скважин. Для разности плотностей нефти