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

в пласт и в этом случае обладает некоторыми экономическими преимуществами при достаточном газоснабжении, так как закачку газа можно проводить в старых скважинах при скромных расходах на ремонт, с небольшим риском и малыми капиталовложениями. Закачку газа в пласт обычно проводят, не прибегая к специальным сеткам размещения скважин и, как это видно из табл. 26, при большем количестве эксплуатационных скважин, нежели нагнетательных.

Прирост суммарной добычи в результате закачки газа в пласт даже при успешных результатах бывает значительно меньшим по сравнению с результатами, получающимися при заводнении пластов. Начальная реакция пласта на закачку газа отмечается, обычно спустя 1-6 мес. после начала работ по нагнетанию, а пик нефтедобычи наблюдается на второй год. Получающийся пик не превосходит двойной величины начального дебита пласта до производства работ по закачке.

В табл. 27 приведены значения средней суммарной нефтеотдачи в различных нефтяных пластах для выполненных проектов закачки газа.

Таблица 27

Подсчитанная суммарная нефтеотдача от закачки воздуха или газа

Малая нефтеотдача для брэдфордского песчаника, приведенная в табл. 27, не является типичной для всех осуществленных проектов по закачке газа в Брэдфорде. Однако закачка газа в брэдфордский песчаник не получила широкою распространения потому, что даже успешно осуществленные проекты не дали

той суммарной нефтеотдачи, которую получили при заводнении пластов.

Рост нефтедобычи, возникающий при закачке газа в пласт, в значительной степени связан с увеличением перепада давления по отношению к ост;аточной величине его, сохранившейся в пласте к концу нормального истощения пласта при режиме растворенного газа. Если установившаяся добыча из пласта связана с гравитационным дренированием, то давление нагнетания накладывается на напор столба жидкости, поддерживающего фильтрацию под действием силы тяжести. Нагнетаемый газ может явиться также дополнительным проталкивающим агентом при слабой нефтеотдаче из относительно неистощенных малопрокицаемых коллекторов с режимом растворенного газа.

Низкая проницаемость этих зон и их повышенное остаточное пластовое давление будут создавать дополнительные сопротивления нагнетаемому газу. Но, если газ проникает в эту часть продуктивного коллектора, то он вытеснит больше нефти, чем при пролете газа в истощенных пластах с высокой проницаемостью.

Для борьбы с пролетом газа в связи с послойным изменением проницаемости в нагнетательных скважинах часто устанавливают пакеры для отделения зон, в которых наблюдаются сильные утечки газа. Были произведены опыты по селективной закупорке сильно проницаемых зон. Были опубликованы результаты успешных опытов с закачкой воды в нагнетаемый газ для снижения эффективной проницаемости в коллекторах с высокой физической проницаемостью. Для получения эффекта от всех указанных технических мероприятий необходимо, чтобы в пласте отсутствовала сплошная проницаемость по вертикали и имелись бы глинистые пропластки или иные горизонтальные литологиче-ские барьеры.

Несмотря на отрицательные результаты лабораторных опытов, периодическая закачка газа в пласты является, повидимому, эффективной в некоторых неоднородных пластах, противодействуя пролету газа и образованию каналов в последних. Эта практика базируется на том, что при временном закрытии нагнетательных скважин, но с продолжением работы эксплуатационных скважин быстрое истощение газосодержания и пластового давления в высокопроницаемых зонах вызывает перемещение в них нефти из более плотных слоев. При возобновлении закачки газа нефть будет эффективно и быстро вымываться последним из повторно насыщенных проницаемых зон по сравнению с условиями, когда нефть будет непосредственно вытесняться из малопроницаемых частей коллектора нагнетаемым в него газом, с одновременным пролетом его через проницаемые зоны пласта. Если участки коллектора с различной проницаемостью соединяются между собой и допускают перемещение нефти по вертикальному сечению пласта, а периоды закрытия нагнетательных скважин довольно продолжительны (порядка месяцев), можно ожидать хороших результатов от применения этого способа.

Отрицательное заключение об этом -методе, полученное из лабораторных опытов, связано, возможно, с отсутствием такой послойной изменчивости проницаемости в кернах, подвергшихся испытанию, какие можно наблюдать в естественных условиях.

Для повышения эффективности процесса закачки газа было испытано чередование работы нагнетательных скважин для посылки нагнетаемого газа в те участки продуктивного пласта, откуда нефть так быстро не вытесняется. Эту практику можно рассматривать тождественной повороту схемы размещения скважин для индивидуальных групп нагнетательных скважин, что теоретически должно уменьшить или даже полностью устранить образование застойных участков при вытеснении нефти из отдельного элемента сетки размещения скважин. Однако повышение эффективности вытеснения таким путем вызывает сомнение в отношении компенсации экономических затрат, связанных с уменьшением расходов при нагнетании газа и удлинении срока «разработки», ввиду неполного использования нагнетательных скважин.

Некоторые лабораторные исследования показали, что более высокие темпы нагнетания газа увеличивают суммарную нефтеотдачу. С теоретической стороны чисто геометрические свойства схем вытеснения при установившемся состоянии и их эффективность не зависят от абсолютных расходов и давлений нагнетания так же, как и при заводнении нефтяных пластов. Более того, последние лабораторные опыты подтвердили, что суммарная нефтеотдача определяется скорее объемом газа, прошедшего через пласт при среднем давлении, по сравнению с объемом газа при атмосферном давлении.

Высокие давления при нагнетании газа интенсифицируют нефтеотдачу. Однако можно ожидать, что количество вытесняемой нефти из пласта на единицу объема газа в стандартных условиях будет в этом случае меньше по сравнению с закачкой газа при низких давлениях. Недостатки, связанные с применением низких давлений, компенсируются повышенной суммарной нефтеотдачей. Если же эффективность местного вытеснения нефти из пористой среды возрастает, как показывают лабораторные опыты, при повышенных градиентах давления, то дополнительная добыча от закачки газа при высоком давлении будет еще выше. Имеются данные, указывающие на рост нефтеотдачи в естественных условиях от применения высоких градиентов давления. Однако желательно получить дополнительный материал с промыслов для установления интервалов давления, в которых наблюдается этот эффект.

Успешное применение вторичных методов добычи нефти на данном месторождении при помощи закачки газа и оценка полученного эффекта аналогичны той же задаче, которая была рассмотрена для заводнения нефтяных пластов.

Необходимо раньше всего установить непрерывность и относительную однородность продуктивной зоны и подсчитать оста-