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

й воды -0,3 - эквивалентный градиент давления, напра-

вленный вниз, составляет 3 • 10~ ат1см. Для продуктивного горизонта с мощностью 7,5 м и «бесконечного» размещенкя скважин градиент давления на исходной поверхности раздела нефть -вода (г = 0,5) оказывается 1,56-lO- arjcM при 50% вскрытии пласта и 13,7-10" ат/см при 90% вскрытия пласта и общем перепаде давления 5 ат. Отсюда даже при допущении, что одни н те же относительные величины градиентов силы тяжести и давления приложимы ко всей поверхности раздача вода-нефть и вдоль оси скважины, снижение скорости движения поверхности раздела и увеличение отдачи безводной нефти составляют величину порядка 20 и 3% для 50 и 90% вскрытия пласта соответственно. Принятые при выводе этих оценок допущения имеют тенденцию завышать влияние силы тяжести. Поэтому в промысловых условиях, где скважины эксплуатируются непрерывно, пренебрежение разностью плотностей воды и нефти не имеет серьезных последствий.

Разумеется, если скважина временно закрыта, то поверхность раздела вода-нефть в ней оседает. Когда же проницае-iMocTb коллектора так высока, что перепады давления, сравнимые с дифференциальным напором столба жидкости в нефтяной зоне, в состоянии обеспечить значительные текущие дебиты, можно повысить эффективность вытеснения нефти ограничением скоростей отбора. Периодическая добыча нефти таклш в принципе благоприятствует более высокой эффективности вытеснения нефти водой. Однако в большинстве случаев регулирование текущих дебитов на практике для указанного режима не имеет особой ценности.

Допущение, что давление остается равномерным на исходной поверхности раздела нефть-вода, является другим фактором, который приводит в расчетах к более раннему прорыву воды в эксплуатационные скважины и более низкой эффективности вытеснения по сравнению с возникающей на практике. В естественных условиях отбор жидкости из скважины понижает давление ниже забоя даже у исходного контакта вода-нефть и уменьшает тенденцию к быстрому подъему воды вдоль оси скважины. Этот эффект выражен особенно сильно при большой величине вскрытия пласта. Его можно учесть, прушяв поверхность постоянного давления намного ниже исходной поверхности раздела вода-нефть так, чтобы уменьшить влияние вскрытия пласта. Однако точный выбор местоположения плоскости постоянного давления довольно произволен. Кроме того, сравнительные расчеты депрессионных контуров постоянного давления показывают, что можно заметно увеличить соответствующую при этом эффективность вытеснения, но она будет все же слишком мала для обеспечения значительного отбора безводной нефти, если только не принять высокой анизотропности продуктивного коллектора.

Необходимо отметить, что идеальный режим пласта, описанный аналитической теорией, усложняется в естественных условиях благодаря движению жидкости вдоль плоскостей напластования при условии, что последние не строго горизонтальвы. Если бы проницаемость, нормальная к напластованию, была нулевой, вода все же могла бы продвигаться по пласту и проникать в скважину из отдаленных и расположенных вниз по падению частей его, вытесняя нефть по восстанию пласта. Когда вскрытие пласта забоем скважины велико, такое широтное пе-ремеш,ение воды может привести к раннему появлению ее в скважинах, аналогично случаю изотропного коллектора. Поэтому при истолковании поведения скважин, работаюпдих под физические характеристики пласта, можно описать и заранее сформулировать изменение давления и расхода в подобных системах.

8.17. Некоторые практические стороны водонапорного режима. В настоящей главе рассматривалась динамика жидкости в водоносных резервуарах, которая создает, очевидно, действующий «напор» на прилежащие нефтяные пласты. Когда известны физические характеристики пласта, можно описать и заранее сформулировать изменение давления и расхода в подобных системах.

Нефтяной подземный резервуар в этих расчетах может играть второстепенную роль, ибо он определяет только граничные условия водоносного резервуара. Разумеется, таким путем можно определять лишь общие черты поведентя нефтяного пласта.

Особенности распределения давления внутри нефтяного резервуара и детали процесса нефтеотдачи требуют особого разбора. Когда пластовые давления яаходятся выше точки насьше-ния нефти, динамику жидкостей в нефтяных пластах можно рассматривать при помощи теории о сжимаемой и даже несжимаемой однородной жидкости. Единственным обобщением, помимо описываемого поведения водоносного резервуара, является введение в анализ распределенной системы стока жидкости, соответствующей фактическому размещению скважин. В анализах, проводимых при помощи электроанализаторов, систему скважин, сгруппированных соответственным образом, можно сделать составной частью водоносного подземного резервуара или же ее можно рассматривать отдельно и «сочетать» с поведением водоносного резервуара. Но когда непосредственная отдача нефти яз пласта связана с работой выделяющегося из раствора газа, нельзя точно подсчитать детали распределения давления в нефтяном подземном резервуаре. Однако динамика изменения среднего давления и насыщения жидкостей в пласте поддается расчету, и этот подсчет можно сочетать с поведением водоносного резервуара, прибегая к уравнению материального баланса или его эквиваленту (параграф 6.7).

Распределение давления внутри месторождения с водонапорным режимом зависит от величины отборов и геометрии контура питания водой. В стратиграфических залежах с действующим напором по существу в одном направлении пластовое давление убывает непрерывно, снижаясь от водонефтяного контакта к пло-нади выклинивания залежи. Контуры питания в месторождении Восточный Тексас характерны для этого типа распределения давления, хотя в указанном месторождении, как и во всех почти нефтяных подземных резервуарах, на истинный характер изменения давлению влияют геометрия пласта и проницаемость коллектора, а также распределение отборов в процессе эксплуатации. В простом случае линейного напора в одном направлении для резервуара с проницаемостью k, равномерной мощностью /г, отбором на единицу площади Q и замкнутого у отдаленной границы, падение давления по месторождению будет

где L - ширина резервуара в направлении напора.

Среднее давление р выражено следующим уравнением

P-Pi-VzP. (2)

1где pi-давление у границы вода - нефть.

В антиклинальных резервуарах, полностью окруженных насту па юил,ими краевыми водами и образующих радиальную систему с равнохмерной площадной дебитностью Q, падение давления между центром месторождения и цраницей вода - нефть дано посредством

где R - радиус нефтяного резервуара. Средневзвешенное давление р равняется среднеарифметическому из давлений в центре залежи ii на окружности радиуса R и может быть выражено как

Эти выражения дают порядок величины градиентов давления по месторождению с водонапорным режимом, хотя точные значения их зависят от детальных пластовых и эксплуатационных условий.

Определение механизма вытеснения водой должно основываться физически на замещении водной фазой извлекаемых пластовых жидкостей. Отсюда действ1е гидравлического напора должно выводиться из режима месторождения. В момент вскрытия продуктивного пласта нельзя предсказать заранее, что данное месторождение будет работать с водонапорным режимом.