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

отдачи. В настоящее время для поддержания давления закачка газа в пласты с газовыми шапками, но с ограниченным прояв-лением напора воды, становится обычной практикой. По всей вероятности, еще некоторое время не будет иметься промысловых данных о пластах с гравитационным дренированием для статистической оценки их коэффициентов нефтеотдачи. Лабораторные материалы по этой тематике тоже очень скудны.

Сообщалось об экспериментах, демонстрирующих наличие гравитационного дренирования у смачивающих породу фаз в пористых материалах. Испытания на истощение под влиянием капиллярного давления по отношению к насыщению типа, применяемого для определения связанной воды, моделируют до некоторой степени гравитационное дренирование. Однако эти испытания относятся к фазе, смачивающей пористую среду. Вместе с тем именно поведение несмачивающей фазы - нефти- в трехфазной системе определяет роль гравитационного дренирования как механизма нефтеотдачи.

Было найдено, что остаточное нефтенасыщение после вытеснения нефти капиллярными силами, соответствующего гравитационному дренированию, не только можно сравнивать с нефтенасыщением после вытеснения водой, но оно может быть в некоторых случаях даже ниже, что находится в согласии с физическим критерием подвижности как предельным фактором во всех процессах вытеснения жидкости. Можно ожидать, что предел подвижности последней в свою очередь ооответствует р!аспаду нефти на диспергированную и прерывную фазы.

Верхний предел насыщения для капельного прерывного распределения нефтяной фазы следует определять в значительной степени по микроскопической норовой структуре и геометрии пористой среды. Поэтому он должен быть приблизительно одинаков независимо от того, создается ли предел нефтенасыщения вытеснением водой или гравитационным дренированием.

Однако возможно, что поверхностные натяжения на разделе двух фаз и процессы микросконического течения также влияют на абсолютное значение нефтенасыщения, при котором местная непрерывность нефтяной фазы может прерваться.

В настоящее время вряд ли можно построить детальную физическую теорию этих явлений на ограниченном количестве экспериментального материала. Обоснованно предположить, что согласно проведенным экспериментам остаточное нефтенасыщение при гравитационном дренировании следует сравнивать с насыщением, остающимся при вытеснении нефти водой, т. е. порядка 20-35%. В обоих случаях на практике эффективность микроскопической нефтеотдачи снижается в силу слоистости проницаемости и других явлений неоднородности пласта. Фактор времени для достижения предельного нефтенасыщения при гравитационном дренировании также ограничивает фактическую суммарную добычу нефти. В целом оказывается, что количество

нефти, потенциально извлекаемой при гравитационном дренировании и расширении газовой шапки, не должно заметно отличаться от суммарной добычи, полученной при водонапорном режиме пласта. С этим общим выводом находятся в согласии те немногие промысловые наблюдения, которые известны нам до сих пор.

Гравитационное дренирование сильно реагирует на изменение скоростей отбора жидкости из пласта. Если последние велики по сравнению с количеством нефти, стекающей вниз по падению пласта, то режим последнего контролируется энергией растворенного газа. Гравитационное дренирование может существовать на протяжении всего периода разработки месторождения, но его скорость падает вследствие уменьшения проницаемости для нефти в нефтяной зоне, связанной с процессом истощения пласта при режиме растворенного газа. Общий объем нефтяного коллектора, истощенного гравитационным дренированием к моменту, когда текущая производительность его становится слишком малой для осуществления непрерывной эксплуатации, может составлять небольшую часть всего объема пласта.

Чистая доля гравитационнаго дренирования в суммарной нефтедобыче будет шответственно низка. Если эксплуатация пласта продолжается после истощения давления с дебитами, которые обеспечиваются лишь гравитационным дренированием, то количество остаточной дегазированной нефти в пласте будет все же больше по сравнению с величиной остаточной нефти, заключенной в порах нефтяного коллектора во «вздувшемся» состоянии при высоких давлениях. Получение, максимальной потенциальной добычи нефти при гравитационном дренировании требует тщательного контроля за скоростью отбора жидкости из пласта, размещения эксплуатационных скважин ниже газонефтяного контакта и осуществления таких практических мероприятий, которые способствовали бы росту проницаемости коллектора для нефти.

11.12. Извлекаемые запасы нефти. В предыдущем разборе коэффициенты нефтеотдачи выражались различными величинами: общей суммарной добычей в долях порового пространства или в процентах от начального содержания нефти в пласте, конечным насыщением свободным газом, добычей в куб. метрах ш \ га м нефтяного горизонта, насыщением остаточной нефтью пласта и т. д. Если бы все эти величины были определенно известны, все же их было бы недостаточно для оценки встречаемых в естественных условиях пластов величины их действительной суммарной нефтеотдачи.

В простейших случаях, когда коэффициент нефтеотдачи, выраженный в куб. метрах на 1 га м нефтеносной площади, можно считать известным, общая суммарная нефтеотдача из данного пласта представляет, очевидно, приведенную площадь

нефтеносности в га-метрах, умноженную на коэффициент нефтеотдачи в куб. метрах или

Суммарная добыча (m)FAh,

где А - продуктивная площадь в га; h - эффективная мощность нефтяного горизонта в м\ F - коэффициент отдачи в на 1 га м. Однако часто являются неопределенными два компонента, составляющие общий пластовый объем, т. е. продуктивная площадь А и эффективная мощность пласта h.

Нельзя установить точно протяженности продуктивной площади, пока месторождение не будет достаточно разработано, чтобы выявить внешнее замыкание нефтеносной зоны путем оконтуривания, сбросов, выклинивания пористости или проницаемости и т. д., а также установить наличие газовых шапок или линз в продуктивном горизонте. Установление этих данных может вызвать значительную задержку разработки залежи после вскрытия ее первой эксплуатационной скважиной, но обычно оно не связано с большими трудностями, если пласт обладает достаточными запасами нефти, чтобы обеспечить широкий фронт буровых работ.

Определение средней эффективной мощности нефтяного горизонта составляет часто более трудную задачу. Общая мощность нефтеносного отдела обычно устанавливается по данным электрокароттажа, изучению геологического разреза и анализу кернов. Глинистые и пустые зоны в пределах продуктивного горизонта легко установить и исключить из рассмотрения. Однако если по всему разрезу наблюдается широкое колебание проницаемости, то нижний предел ее, включаемый в «эффективную» мощность, становится весьма условным. Произвольность выбора них<него предела проницаемости вытекает в основном из экономических соображений. Если нефтяной пласт с режимом растворенного газа состоит из слоев с проницаемостью выше 100 миллидарси, то сомнительно, чтобы нефтенасыщенные зоны с проницаемостью менее 1 миллидарси существенно истощались ко времени падения текущих дебитов до предела экономически выгодной эксплуатации пласта.

Если нефтяной пласт работает при водонапорном режиме, то прорыв воды в высоко проницаемые пропластки может вызвать прекращение добычи нефти задолго до того, как возникнет заметное обводнение и вымывание в малопроницаемых частях нефтяного отдела при условии, что высокопроницаемые слои не подвергались ранее изоляции.

В массивных известняковых или доломитовых залежах, где средняя проницаемость межзернистой породы может не превышать 5 миллидарси, исключение из разработки нефтенасыщенной зоны, имеющей проницаемость 1-2 миллидарси, может привести к общей недооценке извлекаемых запасов.

Малопроницаемые зоны все же отдают какую-то добычу «ефти за счет вертикального перемещения последней в более