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

ожидать увеличения суммарной добычи с уменьшением общей скорости отборов жидкости из пласта. Разумеется, такая взаимосвязь не удовлетворяет полностью всем пластам. В одних месторождениях она может служить важным фактором при определении условий максимальной эффективности эксплуатации, в других ею можно полностью пренебречь; в целом ее роль можно установить лишь детальным изучением данного пласта.

Теоретическое рассмотрение вопросов использования энергии газа, предложенное выше, предполагало существенную однородность пластов. Ясно, что если пласт слоист или неоднороден; с широким интервалом изменения проницаемости, то истощаются раньше всего зоны самой высокой проницаемости. Если место-эождение эксплуатируется бесконтрольно, то горизонты с высокой проницаемостью быстрее истощаются, и эксплуатационная производительность всей продуктивной толщи может упасть ниже предела экономически выгодной эксплуатации до наступления значительного истощения в малопроницаемых частях горизонта. Если понизить скорость отбора нефти из пласта, то вследствие увеличения времени эксплуатации перемещение жидкости из зоны с низкой проницаемостью в зоны с высшей происходит в течение более длительного периода. Однако остается невыясненным, уравновешивает ли возросший фактор времени для вертикального течения жидкости малые перепады давления между частями пласта с разной проницаемостью.

Такое положение может явиться результатом только .нелинейности системы, так как можно показать, если система в основном линейна в математическом смысле, то скорость отбора жидкости из пласта не влияет на величину суммарной добычи.

Равновесная относительная проницаемость уменьшается с ростом физической проницаемости. Это означает более низкую равновесную насыщенность жидкостью и большую физическую добычу при режиме растворенного газа. Однако в настояш,ее время нет данных даже для полуколичественного описания общих изменений коэффициента нефтеотдачи с изменением проницаемости.

Отсутствуют также доказательства, что пористость играет какую-либо роль при установлении величины суммарной добычи нефти для режима растворенного газа, исключая условия, когда пористость непосредственно связана с изменениями проницаемости пористой среды.

Разобранные выше численные примеры относились к процессам истощения, связанным с режимом растворенного газа, где нефть из породы выталкивает газ, выходящий из раствора. Было показано, что суммарную добычу в этом случае можно заметно повысить за счет дополнительного вытесняющего действия газа из газовой шапки, выделяющегося через нефтяную зону, даже при отсутствии гравитационного дренирования. Если часть всего добытого газа возвращать в пласт, то при благоприятных уело-

Биях можно повысить нефтеотдачу. Так как добыча нефти, получаемая от простого истощения пласта, подвержена сильным колебаниям, в связи с различной геолого-эксплуатационной характеристикой его, то результаты от закачки газа также изменчивы. Из практики известно, что операции по возврату газа бывают иногда успешными, а иногда терпят неудачу. Нельзя делать универсальных обобщений, основывающихся на положительном или отрицательном результате промысловых опытов. Даже полуколичественные оценки предполагаемой добычи для данного пласта в результате закачки газа или нормального истощения могут осуществляться только на основании тщательного анализа кол-лекторских свойств породы, физических свойств жидкостей и структурных условий пласта.

11.10. Коэффициенты нефтеотдачи в водонапорных пластах.

Статистические данные по 69 месторождениям, приуроченным к песчаникам, которые эксплуатировались, повидимому, при водонапорном режиме, показывают, что добыча нефти в них колеблется от 320 до 1540 с ] гам. Суммарная добыча от начального содержания нефти в пласте составила 24-78%; в процентах порового пространства-18-54%; насыщение остаточной нефтью - 16-59%.

Согласно параграфу 11.6 суммарная добыча при водонапорном режиме в зависимости от вязкости пластовой нефти, проницаемости пласта и падения давления показывает определенные тенденции к изменению, так что наблюдаемая разность в величине суммарной добычи не имеет случайных колебаний. Средние значения, полученные на основании статистического анализа, составляют 729 м с 1 гам, 52% начального запаса нефти в пласте, 30% парового пространства и 30% остаточной нефти.

В противоположность пласта с энергией газа для водонапорных пластов нельзя получить простого сравнения между суммарной добычей, оцененной на основании промыслового опыта, и выведенной теоретически. При разборе пласта с полным замещением нефти водой (глава 8) коэффициенты нефтеотдачи упоминались лишь относительно; они не входили непосредственно в теорию процессов изменения пластового давления и нефтеотдачи, а скорее всего они играли роль параметра, который вводился независимо для перевода объема вторгшейся воды в эквивалентную, занятую водой, площадь продуктивного пласта. Этот прием был применен фактически лишь в теоретическом анализе пластов с частичным замещением нефти водой.

В принципе можно вычислить теоретическую конечную добычу при водонапорном режиме при помощи условия, что заброс эксплуатационного объекта определяется предельным значением водонефтяного фактора. Этот фактор Rb и можно формально выразить [уравнение 7.2 (4)]

где индексы в, н относятся к воде и нефти, а а, /5, к - вязкость, коэффициент пластового объема нефти и соответственно проницаемость. В динамических условиях, когда в систему поступают вода и нефть, уравнение (1) действительно определяет распределение насыщения и, в частности, нефтенасыщение пласта при условии, что Rb И давленис постоянны и известны характеристики «проницаемость - насыщение». Подобные вычисления проводились для получения зависимости остаточного нефтенасыщения от вязкости нефти согласно уравнению (1), которое тождественно явлениям, наблюдаемым в естественных условиях.

Однако применимость критерия фазового распределения, выраженного уравнением (1), к решению проблемы суммарной добычи находится под сомнением. Механизм вытеснения нефти из породы путем обводнения в основном отличается от механизма одновременного течения нефти и воды в пласте. Лабораторные исследования показывают, что обводнение влажных нефтяных песков осуществляется путем продвижения «фронта» вода - нефть, при котором первое прохождение воды через индивидуальную пору фактически вымывает полностью нефть из этой поры. Позади фронта воды нефтенасыщение немедленно снижается до своего конечного остаточного значения без резкого уменьшения или обеднения последующим длительным течением воды. Остаточную нефть в коллекторе можно представить как рассеянное и прерывное распределение капель, или изолированные местные массы нефти, охватывающие небольшое число пор, с существенно нулевой проницаемостью для нефти.

Величина остаточного нефтенасыщения определяется детальной микроскопической норовой структурой коллектора и капиллярными свойствами, но не равновесием относительной проницаемости обоих подвижных комнонентов двухфазной системы. Но на практике наблюдается почти универсальный постепенный рост водосодержания вслед за первым прорывом воды в дебите нефти из эксплуатационных скважин, что является полным противоречием вышеприведенной .картине.

Это наблюдение можно объяснить не длительной отмывкой нефти, оставшейся после первого прохождения в пласте наступающей воды. Несоверщтенство чисто геометрической фигуры вытеснения нефти из пористой среды вызывает постепенное образование водяного языка даже в строго однородном пласте с резкими местными водонефтяными фронтами. Непрерывное расширение конических вертикальных или площадных языков после первого прорыва воды в скважину автоматически приводит к одновременному отбору воды и нефти из пласта.

Более важным с точки зрения микроскопического вытеснения нефти является местная изменчивость и слоистость проницаемости, характеризующая фактически все нефтесодержащие породы. Наложение последовательных прорывов воды в индивидуальных локализованных участках с различной проницаемостью приводит, очевидно, к непрерывному увеличению водяного языка, даже