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

горизонтов. Очень низкие значения водоиасыщения в доломитах Вэссон типичных для многих известняковых нефтяных месторождений Зап. Тексаса, дают основание полагать, что цементирующий материал этих пород, по всей вероятности, заполняет уголки между отдельными зернами породы, снижая в результате среднюю кривизну оставшегося норового пространства. Важным фактором является также явление смачиваемости поверхности твердой фазы коллектора.

Одна проницаемость не определяет водонасыщенности нефтеносного пласта, почему и экспериментальные данные, на которых построены кривые фиг. 60, дают значительный разброс. Тем не менее для принятого типа литологического строения породы, зависимости, приведенные на фиг. 60, без сомнения, имеют статистическое значение. Если такая кривая определена для дан ной, интересующей нас, геологической зоны, ее можно использовать при выводе общей средней водонасыщенности породы коллектора при условии установленного распределения проницаемости. Этой кривой можно пользоваться при подсчете местных объемов водонасыщенности, исходя из определения проницаемости отдельных образцов и не прибегая к столь трудоемкому методу, как определение водонасыщенности по капиллярному давлению.

ГЛАВА 4

ДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕОРИИ ТЕЧЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

4.1. Обобщенное понятие проницаемости. На большей части нефтяных месторождений течение газа и нефти сквозь пористые пласты в процессе эксплуатации происходит на каком-то отрезке времени савместно. Течение нефти и выход ее из пласта в скважину тесно связаны с присутствием и движением свободного газа в породе. При снижении давления на забое скважины в процессе пуска ее в эксплуатацию в пласте создаются градиенты давления, дающие начало непосредственному течению нефти по направлению ж стволу скважины. Если в продуктивном пласте нет выделения газа или отсутствует подвижная масса краевой воды, замещающей нефть, извлекаемую из пласта, то пластовое давление и текущий дебит скважины падают с исключительной быстротой. В этом случае суммарная нефтедобыча обусловлена только расширением нефти и псгребенной воды в пласте в результате падения давления. Так как сжимаемость сырых нефтей равна примерно 10- на атмосферу, то коллектор при начальном давлении 200 ат отдал бы только около 2% объема первоначально находившейся в нем нефти * к моменту полного истощения давления, если допустить, что нефть не содержала растворенного газа. Это означало бы, что из пласта пористостью 25% и насыщенного на 20% связанной водой можно взять около 41 нефти на 1 гам. Отсюда добычу 300-800 м/гам., получаемую на практике, нельзя объяснить результатом расширения лишь сжатой под давлением пластовой нефти. Постухшение вместе с последней больших объемов газа, превосходящих количество растворенного в нефти, показывает, что природный газ часто играет важную роль в нефтеотдаче пласта.

Когда нефть при пластовом давлении насыщена первоначально газом, то с падением давления газ по необходимости

Расширение связанной воды вызывает вытеснение порядка 10% по сравнению с нефтью.

1 Уже сообщалось о существовании сверхнасыщения в нефтеносных пластах. Это явление, очевидно, относится скорее к задержке установления равновесия между давлениями раствора и фазы свободного газа, чем к постоянному и полному отсутствию его выделения. Известны условия, при которых сверхнасыщение возникает даже в лабораторных экспериментах.

начнет выделяться из раствора внутри пласта при существовании равновесного состояния в последнем.

Сосуществование двух фаз в пористой среде - газа и нефти или нефти и воды - не устраняет понятия - течение однородной жидкости. Продуктивные пласты, разрабатываемые при давлениях 1выше точки насыщения, могут рассматриваться как системы с однородной жидкостью, даже если они содержат 10-30% связанной воды. Это справедливо и для пластов, дающих свобод ный !газ. В этих случаях связанная вода в пределах нефтеносной площади неподвижна, так что в системе существует только одна подвижная фаза.

С формальной стороны аналитическое уравнение, описывающее движение подвижной фазы, остается тем же, что и в отсутствии неподвижной фазы, но в нем имеется числовой коэффициент, учитывающий влияние наличия неподвижной фазы. Этим коэффициентом оценивается изменение проницаемости пористой среды для подвижной фазы. До сих пор проницаемость рассматривалась как (Величина, характеризующая фильтрационную способность твердой фазы, где жидкая фаза занимает все пространство ее эффективной пористости. Если часть этого про странства занята другой фазой, то ясно, что сопротивление течению подвижной фазы усиливается, т. е. проницаемость для этой жидкости становится меньше. Уменьшение проницаемости для однородной жидкости, очевидно, зависит от количества присутствующей неподвижной фазы. Если неподвижная фаза смачивает внутренние твердые стенки пор и стремится концентрироваться в капиллярах и в остроугольных микротрещинах, то изменение проницаемости будет иным, чем в том случае, когда эта неподвижная фаза является несмачивающей породу и распределяется отдельными участками, занимая центральные области индивидуальных пор.

Если нефтеносная порода содержит более одной жидкой фазы, то развитое выше понятие проницаемости должно быть уточнено. Ее уже нельзя рассматривать как неизменную величину, полностью определяемую природой и структурой породы. Надо учесть, что на величину проницаемости (в отношении подвижной фазы) оказывает влияние присутствие других жидкостей в пустотах породы, даже если они и остаются неподвижными. Необходимо также отметить, что влияние неподвижной фазы на проницаемость меняется с ее природой, распределением и количеством.

Когда в пористой среде присутствуют несколько жидких фаз, термин «проницаемость» должен быть связан с отдельными фазами. Сама порода обладает проницаемостью, относящейся к ее