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

зовым режимом представляет случайный результат действия градиентов давления, направленных кверху и связанных с горизонтальным, по существу многофазным, течением жидкости в эксплуатационные скважины. Водяные конусы могут сохраняться в гидростатическом равновесии с нефтеносной зоной, между тем как в месторождении с напором подошвенной воды поверхность раздела вода - нефть поднимается по необходимости в нефтяную зону для замещения отбираемой из нее при эксплуатации нефти.

Если принять полную однородность пласта и тождество физических свойств, т. е. проницаемости, пористости, вязкости и плотности жидкости в жидкой и пористой среде по обе стороны поверхности раздела вода - нефть, можно подсчитать теоретически форму этой поверхности, характер ее продвижения и текущую производительность скважин. Дебиты последних сохраняют величину того же порядка и меняются с глубиной вскрытия продуктивного пласта аналогично системам однофазного радиального течения при установившемся состоянии (фиг. 153).

Влияние формы поверхности раздела вода - нефть на суммарную нефтеотдачу определяется «эффективностью вытеснения», которая выражается в долях общего объема нефтяной зоны, приходящегося на одну скважину и вытесняемого к моменту первого появления воды в скважине. Эта формулировка является трех-размерным аналогом вытесняющей способности, описывающей поведение пласта при искусственном заводнении и повторной циркуляции газа для разработки конденсатных месторождений. В системе с напором подошвенной воды величина вытесняющей способности дает непосредственную добычу безводной нефти.

Анализ показывает, что для постоянного вскрытия продуктивного пласта вытесняющая способность определяется в основном комплексным «безразмерным параметром размещения скважин». Последний является отношением фактического среднего расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны, умноженным на корень квадратный из отношения проницаемости по вертикали к горизонтальной проницаемости. Эффективность вытеснения непрерывно уменьшается с ростом параметра размещения скважин (фиг. 155), т. е. она уменьшается с увеличением расстояния между скважинами, уменьшением мощности горизонта и ростом отношения проницаемости по вертикали к горизонтальной проницаемости. При значении этого параметра выше 3,5 эффективность вытеснения меняется обратно пропорционально квадрату параметра размещения или прямо пропорционально плотности скважин.

При этом, если нефтяная зона не является сильно анизотропной, наблюдается постоянный отбор безводной нефти на скважину [уравнение 8.15(6)], и суммарная добыча из пласта пропорциональна числу действующих скважин. Добыча безводной нефти увеличивается с уменьшением глубины вскрытия пласта (фиг. 156).

Если проницаемость, параллельная плоскостям напластования, не превосходит проницаемости в перпендикулярном направлении, то абсолютные величины эффективности вытеснения так малы, меньше 1%, что, за исключением нефтяных зон очень большой мош,ности, добыча безводной нефти составляет лишь небольшую часть суммарного отбора нефти из пласта. Поэтому, когда в месторождении с напором подошвенной воды скважины, забои которых непосредственно не находятся над прослойками глин большой протяженности, продолжают давать безводную нефть в течение длительного периода, следует сделать вывод о существовании в пласте эффективной анизотропной проницаемости. Низкая проницаемость по вертикали может быть связана с заилением или микроскопическими прослойками глин, или же эквивалентными локализованными барьерами течению нефти по вертикали, которые не нашли своего отражения при анализе кернов, взятых из продуктивного пласта.

Когда вода прорывается в скважину, действующую под напором подошвенной воды, водонефтяной фактор непрерывно увеличивается. Однако в системах с низкой эффективностью вытеснения рост водонефтяного фактора обычно происходит медленно.

Суммарная добыча нефти к моменту установления постоянного водонефтяного фактора в отдельных системах не различается так сильно, как соответствующая добыча безводной нефти (фиг. 162 и 163).

Одним из основных допущений, лежащих в основе теории напора подошвенной воды, является равенство плотностей воды и нефти. Отсюда геометрия движения поверхности раздела вода - нефть не зависит от скоростей отбора жидкости из пласта.

Дебиты отбора влияют лишь на масштаб времени. Основное замечание по принятому допущению касается относительных величин градиентов давления, направленных кверху и перемещающих нефть из пласта в ствол скважины, а также влияния сил тяжести, направленных вниз и связанных с фактической разностью в плотностях воды и нефти. Если скважину закрыть, то силы тяжести вызовут снижение ранее возникшей конусообразной поверхности раздела вода - нефть и выполаживание ее в нефтяной зоне. Периодическая эксплуатация с длительными интервалами закрытия скважин между периодами откачки может привести к заметному улучшению эффективности вытеснения. Непрерывная эксплуатация скважин при столь малых дебитах, что снижение давления на забое не намного превышает напор столба жидкости, соответствующий мощности нефтяной зоны, и с плотностью, равной разности между плотностями воды и нефти, приводит, по всей вероятности, к получению повышенной добычи безводной нефти по сравнению с расчетной величиной, полученной из упрощенной теории.

Однако при высоких перепадах давления, намного превосходящих максимальные напоры силы тяжести и применяемых для получения оптимальных текущих дебитов, сомнительно, чтобы

изменение дебитов заметно повлияло на эффективность вытеснения.

Теоретический анализ и промысловые наблюдения показывают, что средние давления в процессе разработки месторождении с полным вытеснением нефти водой обычно выше, чем в месторождениях с режимом растворенного газа. Забрасывание последних связано обычно с истопхением пластового давления и газовой энергии до такого уровня, что эксплуатационная производительность скважин становится экономически невыгодной. Причиной забрасывания месторождений с водонапорным режимом является в большинстве случаев избыточная добыча воды.

Пластовые давления и суммарные дебиты жидкости часто показывают при забрасывании таких месторождений лишь незначительное снижение по сравнению с соответствующими значениями, наблюдаемыми до заметного появления воды в скважинах. Однако на первоначальном этапе разработки пласта с водонапорным режимом обстановка может быть обратной. Если пластовая нефть недонасышена газом, то давление в пласте вначале падает с очень большой скоростью без учета расширения пластовой жидкости, пока поступление воды из водоносного резервуара, вызванное этим снижением давления, не становится сравнимым с отбираемым дебитом нефти (фиг. 164). Даже когда в анализе учитывается расширение пластовой жидкости, падение пластового давления все же превышает аналогичную скорость для пласта с режимом растворенного газа на значительной части раннего этапа разработки залежи. В последнем случае возникновение фазы свободного газа при падении пластового давления ниже точки насыщения немедленно приводит к замещению отборов газовой фазой, что способствует уменьшению падения давления. Более того, скорость падения давления в пласте с полным замещением нефти водой связана с отбираемыми дебитами.

Если скорости отборов велики, то пластовое давление быстро падает до точки насыщения, что сопровождается выделением газа и переходом пласта на смешанный режим работы. Такое выделение газа, как показывают наблюдения, приводит к резким, хотя и временным, снижениям скорости падения давления, что характеризуется видимой повышенной эффективностью напора воды, поддерживающего пластовое давление. По мере развития эксплуатации месторождения давление в нем при режиме исключительно растворенного газа в конечном счете падает ниже давления аналогичного водонапорного пласта. Среднее пластовое давление за весь период разработки пласта в последнем случае обычно выше. Однако только скорость падения давления на первоначальном этапе разработки не дает возможности однозначного толкования режима пласта и механизма нефтеотдачи, которые фактически контролируют работу пласта в целом за весь период его эксплуатации.

Можно ожидать, что в пласте с насыщенной нефтью механизм нефтеотдачи возникает первоначально как в системе, дей-