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

если течение воды в каждой поре может резко меняться от О до 100%- Когда это касается только слоистости пласта, рост добычи воды можно подсчитать аналогично движению сухого газа в процессе циркуляции, исправленному на разницу в эффективной подвижности между водой и нефтью.

Исходя из этих соображений, фактическая суммарная добыча нефти представляет собой интегрированную добычу с локализованных частей пласта, где произошло полное обводнение, а насыщение нефти снизилось до их конечных остаточных значений. Ввиду того, что относительная вязкость не просто подчиняется уравнению (1), следует ожидать, что среднее насыщение остаточной нефти увеличивается с ростом вязкости, когда величина водонефтяного фактора достигает предельного значения.

Противодействие обводнению и вымыванию менее проницаемых зон сильнее при большой вязкости нефти, и затопление их к моменту прекращения эксплуатации становится неполным. Однако может случиться, что при очень вязких пластовых нефтях вода может прорваться через последние, подобно несмачивающей фазе, не вытесняя нефти и не доводя нефтенасыщение пласта до конечного остаточного значения.

Практически имеется очень мало данных о зависимости «проницаемость - насыщение», необходимой для использования уравнения (1). Вместе с тем любое применение его приводит к неразрешенной задаче осреднения пластов с различной проницаемостью и допуш,ения общего среднего несжимаемого насыщения пласта остаточной нефтью или теории слоистости проницаемости, пренебрегающей фазой вымывания нефти. Эти принятые допущения, очевидно, столь же справедливы при оценке суммарной добычи, как и вычисления с помощью уравнения (1), даже если последнее физически обосновано.

Скорость отбора жидкости влияет на суммарную добычу из водонапорных пластов косвенным способом. Пластовое давление в водонапорных пластах реагирует на изменение дебита. Это обстоятельство не означает связи между скоростью движения л\Идкости в пласте и действительным механизхм01м вытеснения нефти. Вместе с тем с практической и экономической сторон быстрое падение давления, вызванное избыточными скоростями отбора, сокращает продуктивный период и может привести к более раннему забросу пласта с низкими дебитами по сравнению с относительно медленным темпом отбора жидкости при эксплуатации. Имеется мало доказательств, что падение давления ниже точки насыщения и связанное с ним выделение газа существенно снижают эффективность микроскопического вытеснения нефти из пористой среды. Но и в этом случае выгодно предотвратить падение давления ниже точки насыщения в связи с усадкой пластовой нефти. Если нефть остается в пласте позади фронта воды при давлении выше точки насыщения, тогда только часть ее представляет неизвлеченную дегазированную нефть. Пластовый объем нефти, заключенный в недрах при низком или почти атмо-

сферном давлении, почти равен объему дегазированной нефти. Так, если средняя остаточная нефть в пласте с 25% связанной воды составляет 30%, то суммарная добыча равна 36% порового пространства и 60% от начального запаса нефти в пласте при условии, что нефть осталась в пласте при давлении на точке насыщения и с коэффициентом пластового объема 1,25.

Если же обводнение происходило при давлении, когда коэффициент пластового объема нефти равнялся 1,05, то насыщение нласта остаточной нефтью в 30% соответствует суммарной добыче 31,4% порового пространства и 52,4% от первоначального запаса нефти в недрах.

За исключением некоторых общих соображений, указывающих, что режим частичного замещения водой в результате длительных отборов, превышающих максимально установившуюся производительность водяного резервуара питания, способствует получению более низкой добычи, чем режим полного замещения, нет иных данных для сравнения.

К сожалению, теоретический анализ пластов с частичным замещением нефти водой не дает исчерпывающего ответа на вопрос о сравнительной суммарной добыче при водонапорном режиме различной полноты, так как коэффициент суммарной нефтеотдачи вносится по существу произвольно в теорию в виде допущения некоторой величины остаточной нефти.

Если принять, что величина остаточной нефти после обводнения пласта одинакова при режимах неполного и полного замещения водой, то теория указывает на уменьшение в целом промышленно возможной суммарной добычи, если отбираемые дебиты нефти становятся выше питающей способности водяного резервуара. Чем медленнее падение пластового давления и устойчивее стабилизация его при высоких Пластовы) давлениях и ограниченных скоростях отбора, тем большей получается промышленная суммарная добыча, даже если эффективность механизма микроскопического вытеснения нефти не выше, чем при бесконтрольной добыче нефти-

Промысловые наблюдения, подкрепляющие эти соображения, довольно скудны, но предполагается, что регулирование скорости отборов в водонапорных пластах приводит к большей промышленно возможной суммарной добыче при условии, что пласты хорошо реагируют на микроскопические и макроскопические напоры воды с эффективной отдачей.

Остаточное нефтенасыщение в пласте с энергией газа равно, очевидно, единице минус сумма насыщения водой и свободным газом. Если принять за «вероятное» конечное насыщение пласта газом 28%, а насыщение водой 42% или выше, то остаточное нефтенасыщение при «газовом» режиме не должно превышать 30%, т. е. наблюдаемого среднего значения для водонапорных пластов. Вследствие более высокого среднего давления, под которым находится остаточная нефть в водонапорных пластах, равное насыщение остаточной нефтью налагает условие получе-

ния более высокой суммарной добычи при водонапорном режиме. Однако во многих пластах с энергией газа дополнительное участие гравитационного дренирования может привести к значительно более высокому насыщению свободным газом, чем принятое значение 28%.

Весьма вероятно, что при насыщении пласта связанной водой 45% и выше суммарную нефтеотдачу при «газовом» режиме можно сравнить с эффективностью напора воды. Такая обстановка может возникнуть при эксплуатации песчаных пластов с большим содержанием глин, где часто наблюдается высокое насыщение связанной водой.

11.11. Коэффициенты нефтеотдачи при гравитационном дренировании. Было показано, что с точки зрения получения суммарной добычи нефти пласты с гравитационным дренированием или расширением газовой шапки удобно рассматривать отдельно от пластов, действующих при режиме растворенного газа. Вместе с тем статистические данные по нефтеотдаче из месторождений, где вначале наблюдалось гравитационное дренирование, полностью отсутствуют. В изучавшихся трех месторождениях, где 0сн01вным механизмом нефтеотдачи было признано расширение газовой шапки, очевидно, наблюдалось также действие напора воды. Кроме того, в двух из этих месторождений продуктивные пласты представляли собой кавернозные известняки с низкой отдачей ш I гам, а в последнем с пластом песчаника добыча была относителько высокой.

Физическое основание гравитационного дренирования как средства вытеснения нефти из пористой среды заключается в простом наблюдении, что до тех пор, пока пласт обладает неисчезающей проницаемостью для нефтяной фазы, последняя по необходимости передвигается в направлении воздействующей на нее силы. Так как нефть подчиняется силе тяжести, то она обладает способностью «дренироваться» вниз по падению пласта, если только другие потенциальные силы, приложенные в обратном направлении, не превышают силы тяжести. Для полного проявления силы тяжести необходимо, чтобы исчезли градиенты давления, и гравитационное дренирование стало «свободным». iB этом случае течение нефти, обусловленное силой тяжести, ограничивают лишь капиллярные силы. Капиллярные силы определяют начальное равновесное распределение жидкости в межфазных переходных зонах. Однако ниже газонефтяной переходной зоны капиллярные силы также воздействуют на проницаемость породы для жидкостей.

Исключая фактор времени, видно, что суммарная добыча нефти, которую можно получить при гравитационном дренировании, определяется из остаточного нефтенасыщения, при котором проницаемость для нефти становится исчезающе малой. Именно величина остаточного нефтенасыщения определяет собой процесс гравитационного дренирования как механизма нефте-