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

единых подземных резервуаров, истощением давления или жидкостей (или же отсутствием подобного истощения), связанным с работами по добуриванию пласта, а также промысловые эксперименты по установлению и изучению интерференции скважин. В нефтяном пласте существует интерференция, в основном связанная с геометрическими свойствами линий тока жидкостей, так как по этим линиям может влиять расстояние между локализованными фокусами отборов. Однако ни одну из сторон рассматриваемого явления нельзя истолковать количественно вследствие особых условий, связанных с возможным колебанием добычи нефти в зависимости от расстановки скважин. Явление интерференции проливает свет на общее поведение жидкостей в пористых средах, что лежит в основе всей проблемы режима нефтяных коллекторов.

В пределах нефтяного пласта иногда наблюдается местное перемещение нефти и газа, связанное с замедленной разработкой месторождения. Такое явление имело место в песчанике Вилькокс месторождения Оклахома Сити (фиг. 207). Южная часть последнего нилсе линии АА раз-

Фиг. 207. Схема месторождения Оклахома-Сити, показывающая интерференцию между отдельными участками залежи.

i -разработка 1930 -1933 гг.; 2-разработ-ка 1936 г.; 5 -площадь пониженных давлений или „источник интерференции"; 4-вычисленная суммарная нефтеотдача, равная 1444 м[га м; б-вычисленная cyMMapHa3 нефтеотдача, равная 594 м1га м; б-северная часть месторождения.

рабатывалась в 1930-1933 гг. Протяженность месторождения на север была установлена в 1935 г. и его разработка была закончена в 1936 г. Первоначальное пластовое давление на южной площади было 183 ат при глубине залегания продуктивного пласта 1578 м. Одна из первых скважин на северной площади имела начальное забойное давление 39,1 ат. Было подсчитано, что по крайней мере 9 600 ООО нефти переместилось через линию АА в быстро истощавшуюся площадь на юге в результате местного градиента давления. Большая

часть этой переместившейся нефти была, очевидно, отобрана из заштрихованной плош,ади на фиг. 207 между АЛ и ВВ.

Дренирование одной скважиной большой площади в проницаемом пласте видно из работы разведочной скважины на водонапорной нефтяной доломитовой залежи Арбокль в Канзасе. Последующая разработка месторождения началась через 30 мес. после ввода в эксплуатацию первой скважины. За 30-месячную эксплуатацию без интерференции со стороны других эта скважина дала 72 000 нефти, или 31% всех запасов месторождения. Средняя добыча по каждой из остальных 9 скважин составила лишь 17 750 м.

Бурение промежуточных скважин или бурение на уплотнение представляет собой попытку извлечь из пласта нефть, которую, очевидно, нельзя получить через существующую сетку скважин. Если промежуточная скважина проводится намного позже окружающих и имеет дебит и давление, аналогичные ранее пробуренным внешним скважинам, необходимо сделать вывод об отсутствии интерференции и дренирования продуктивной площади последними. Если же дебит промежуточных скважин в момент ввода их в эксплуатацию не отличается от текущего дебита внешних скважин, то ясно, что последние пол-костью дренируют пласт, и дополнительное бурение является нецелесообразньим с точки зрения повышения суммарной добычи из пласта. В естественных условиях наблюдаются оба типа дренирования пласта,-от крайних случаев, когда интерференция полностью отсутствует, до таких, когда пласт в -месте расположения пробуренных промежуточных скважин также истощен, как и площадь, вскрытая ранее пробуренными внешними рядами скважин.

Новая скважина, пробуренная в плотно сцементированном пласте уже после того, как все месторождение в целом сильно истощилось, а остальные скважины переведены на механизированную добычу, нередко может быть закончена с фонтаном, дебит которого равняется производительности всего остального месторождения. Однако можно встретить пробуренную промежуточную скважину при вводе ее в эксплуатацию с дебитом и давлением, соответствующим окружающим скважинам. Так, например, в пласте известняка Хентон в месторождении Дилл, Оклахома, имелся неразбуренный участок в 16 га.

На этом участке была пробурена скважина с начальным дебитом 16 сутки и давлением 7,7 ат. Газонефтяной фактор в ней остался таким же, как и в окружающих скважинах, которые работали уже по 5 лет. Начальные средние дебиты и давление в месторождении были 240 м/сутки и 117,5 ат.

Средняя суммарная нефтеотдача на скважину из первоначально пробуренных скважин была 26 600 между тем как добыча из скважин, пробуренных на уплотнение, составила не свыше 10 400 на каждую. Дополнительное бурение скважин на нефтяные пласты с газовой энергией не дает дебитов и сум-

марной нефтеотдачи, которые получаются на ранней стадии разработки месторождения, и фактически показывает истощение нефтесодержания в пласте первоначально пробуренными аква-жинаади. Если только нефть в пласте не сохраняется при эксплуатации в состоянии пересыщения, падение пластового давления приводит по необходимости к выделению газа и вытеснению нефти.

Нет основания считать, что вытеснение нефти из пласта, связанное с выделением газа на неразбуренном участке, существенно отличается от соответствующего механизма нефтеотдачи на площади, тяготеющей к эксплуатационной скважине. Время, необходимое для развития реакции пластового давления на отдаленных от эксплуатационных скважин точках, не может быть количественно сформулировано. Однако физические процессы, связанные с падением давления, происходящим в пласте, не зависят от расстояния конечной точки выхода жидкости из пласта до дренируемой породы. Вполне закономерно, что из скважин, законченных в пластах с низкими давлениями и малыми начальными дебитами, получается низкая суммарная нефтеотдача. Начальные состояния необходимо рассматривать как промежзггочные фазы истощения нефти и газа, наступившего в результате процессов вытеснения нефти, определяющих режим пласта в целом, но не как произвольно выбранные независимые параметры последнего.

Перейдем теперь к рассмотрению явлений интерференции в процессе испытаний, проводимых ща промыслах, с целью установления и измерения взаимодействия между скважинами, рабо-1ающи1ми из общего резервуара. При этих экспериментах масштаб времени сильно занижается по сравнению со временем наблюдения общего истощения пласта, где происходят явления интерференции. Следует ожидать, что положительная интерференция означает быструю сообщаемость (Между скважинами и хорошую проницаемость коллектора, но отрицательные наблюдения интерференции при кратковременном испытании еще не указывают на отсутствие сообщаемости между скважинами на длительном отрезке времени.

В испытаниях по установлению интерференции можно применять разнообразные методы. Наиболее обычным является способ наблюдения над забойным давлением в группе простаивающих скважин, окружающих центральную работающую скважину с меняющимся дебитом, а также обратная процедура наблюдения над центральной скважиной, находящейся в простое, при работающих окружающих скважинах.

Были проведены наблюдения за комплексным влиянием кольцевой батареи скважин на центральную лростаивающую скважину в месторождении Холли Ридж в Луизиане. Продуктивный песчаник залегал на глубине 2520 м; мощность пласта 7,5 м, проницаемость 35 миллидарси и лористость 20%. Недо-насыщенная нефть имела вязкость 0,9 сантипуаза и коэффи-