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

кважины предназначались для глубиннонасосной эксплуатации, но затем 75% всех скважин было переведено на естественное фонтанирование (перелив). Пресную воду для закачки сначала брали из верхнего мелкозалегающего пласта, а затем из реки Вердайгри. Давление нагнетания было 32-41 ат. К середине 1942 г. добыча нефти от заводнения составила 750 с 1 га, или 63 ООО м. Замеренный объем закачанной в пласт воды составил свыше 640 000 ж, т. е. водонефтяной фактор нагнетания был около 10,2.

Иа фиг. 177 даны кривые интенсивной разработки при помощи заводнения одного участка в 10 га из месторождения Брэдфорд. Чистая мощность продуктивного песчаника на этом

«г»

Z и 6 8 10 а 14 16

Время с нпола оа начни боды д пласт, полугодия

Фиг. 177. Кривые процесса нагнетания воды в пласт на одном промысле в месторождении Брэдфорд.

1 - количество закачанной воды; 2-количество добытой воды;

5 -добыча нефти.

участке была 10 . По анализу кернов средняя пористость была 14%, а средняя проницаемость 6,45 миллидарси. Процесс заводнения шел по пятиточечной схеме. Расстояние между нагнетательными скважинами составило 64 м. Давление нагнетания было 102-110 ат. Суммарная добыча нефти через 114 мес. заводнения составила 2300 с 1 га, или 230 z \ га м. Общий водонефтяной фактор нагнетания составил 4,3, а средний водонефтяной фактор при эксплуатации 1,5. Общий объем закачанной воды через 90 мес. нагнетания был свыше 8000 м/га. Из фиг. 177 видно, что через 5V2 лет добываемый дебит жидкости стал равен нагнетаемому. Добыча нефти за этот период составила 92% к соответствующей величине за 7V2 лет. Суммарная добыча за 7V2 лет составила 15% порового пространства затопленной части пласта.

9.6. Практическая сторона и условия применения заводнения.

Основным условием успешности проведения заводнения нефтяных пластов является наличие в недрах достаточного запаса извлекаемой нефти. Это означает, что средняя нефтенасыщенность продуктивного пласта перед началом заводнения, сохранившаяся в нем после всех предыдущих методов эксплуатации должна быть значительно выше по сравнению с ожидаемым эффектом от заводнения.

Применение вторичной эксплуатации при помощи заводнения не пригодно для пластов с водонапорным режимом, так как, очевидно, нет особой разницы между вытеснением нефти искусственной закачкой воды в пласт или путем естественной отмывки наступающими краевььми водами Нефтяные пласты, где основным механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, содержат мало остаточной нефти, возможной к отмывке при закачке воды в пласт. Наилучшими объектами для успешного •заводнения являются пласты, истощенные при режиме растворенного газа и с умеренным содержанием связанной воды, которые, как это можно ожидать заранее, содержат большое количество остаточной нефти. Однако эти пласты могут оказаться непригодными для заводнения, если в них произошло почему-либо случайное обводнение продуктивного горизонта в целом водой через дефектные колонны эксплуатационных скважин, а также благодаря прорыву блуждающих вод. Если содержание связанной воды в пласте составляет 50% и выше, то остаточная нефтенасыщенность породы после работы будет такой же, как и после вытеснения водой. Поэтому такие объекты непригодны для закачки воды в пласт. Заводнение нефтяных пластов с остаточной нефтенасыщенностью 25% будет рискованным предприятием. В большинстве нефтедобывающих районов успешность процесса возможна только при остаточном нефтенасыщении свыше 35% .

Другим физическим фактором успешной закачки воды в пласт является равномерная однородность продуктивного коллектора. Однако труднее установить лимиты однородности пласта, чем необходимую величину остаточной нефтенасыщенности. Когда порода коллектора содержит, например, зону ограниченной мощности с проницаемостью в 25 раз выше соответствующих значений в остальной части пласта, то в ней быстро разовьются каналы и обходные течения. Если только эту зону не удастся

Имеются доказательства, что остаточная нефтенасыщенность, сохраняющаяся в пласте после затопления водой, ниже при частичном насыщении пласта газом по сравнению с условиями, когда вода вытесняет нефть из полностью насыщенной породы.

2 Для проектов заводнения пластов в Калифорнии условием успешности процесса считается остаточная нефтенасыщенность не менее 55%. В Брэдфорде остаточная нефтенасыщенность, требуемая к началу заводнения, составляет 460-530 м/га м; для бартльсвильского песчаника в Оклахоме- 800-930 м1га м.

обнаружить и изолировать, то средние водонефтяные факторы возрастут, и процесс закачки воды станет экономически невыгодным. Каналы в пластах, связанные с различием проницаемости, усиливаются благодаря низкому давлению истощения, которое обычно наблюдается в высокопроницаемых зонах.

Кроме того, эти зоны содержат меньше остаточной нефти, чем плотные слои породы, и их заводнение может привести к относительно небольшой суммарной добыче нефти по сравнению с заводнением более насыщенных частей продуктивного горизонта.

Площадное распространение и однородность заводняемого пласта являются необходимыми условиями успешности процесса. В полосовидных коллекторах фронт нагнетаемой воды может получить неправильные геометрические формы, в результате чего эффективность процесса будет малой и перемещение нефти к забою эксплуатационных скважин под действием нагнетаемой воды будет случайным.

В осуществляемых проектах заводнения неглубоко залегающих нефтяных пластов с близким расположением скважин увеличение добычи нефти, связанное с закачкой воды, обычно происходит через 2-6 мес. после начала процесса. Время на весь процесс в различных проектах зависит, очевидно, от расстоя1Шя между скважинами, темпов нагнетания воды, пористости заполнения водой и однородности коллектора. Обычно проектами предусматривается 10-летний срок разработки при помощи закачки воды. Суммарный водонефтяной фактор нагнетания в большинстве успешно выполненных проектов лежал в интервале 8-20. Большая часть добытой нефти была получена при закачке 3-5 объемов порового пространства продуктивного коллектора. На практике чаще всего применяется пятиточечное размещение скважин.

Теоретическая разница, получающаяся для различных идеальных сеток размещения скважин, обычно не исключает возможности применения сетки скважин, сохранившейся от первичной эазработки месторождения. Некоторые промышленники считают нежелательным перевод старых эксплуатационных скважин в нагнетательные, а другие не видят в этом ничего предосудительного. Отсутствует доказательство, что расстояние между сква-лшнами является важным фактором при установлении эффек-тиврюсти процесса заводнения. Интервал времени для суммарной добычи нефти при данном дебите нагнетания пропорционален квадрату расстояния между скважинами. Средняя величина абсолютной проницаемости является фактором, который необходим скорее для экономической оценки проекта или расстояния

* Практическое значение имеет не проницаемость по воздуху, а эффек-тршная проницаемость для воды и нефти.