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

ной в пределах всего разреза; g - ускорение силы тяжести. Из уравнения (1) следует:

g (7i - У2) h

L о о liir о о о ООО о о о < о ° о ро о Р о

гг--и-:1[::г-~-------

прежде чем использовать уравнение (2), рекомендуется рассмотреть механизм процесса накопления нефти и последующего перераспределения жидкостей. Накопление нефти в подземном резервуаре в процессе миграции повлекло за собой частичное вытеснение воды. Остаточная вода после первоначального процесса вытеснения, последовавшего за вторжением нефти, вероятно, обладала насыщением, значительно превышавшим величину нормального содержания связанной воды. Таким образом, верхний слой нефтяной зоны оказался с избытком воды. Во время последующего 2 геологического периода вода медленно просачивалась вниз, пока не установилось равновесие капиллярного давления и напора силы тяжести. Это равновесие, выраженное уравнением (2), определяется зависимостью кривизны от насыщения (сплошная кривая фиг. 78).

Замещение воды, которая просачивалась из верхнего слоя нефтяной зоны вниз, было связано, очевидно, с противотоком нефти, направленным вверх. В свою очередь это вызывало усиление водонасыщении нижних слоев продуктивного пласта. Таким обра-

о - -

о "

О о -

о -- о

-г4- о ---о

Фиг. 79. Идеализированная схема переходных зон на вертикальном участке нефтяного пласта с зоной свободного газа, сообщающейся с водяным зеркалом; h - высота над подошвой переходной зоны.

1 - газовая зона (со связанной водой); 2 - нефтегазовая переходная зона; 3 -нефтяная зона (со связанной водой); 4 - водонефтя-ная переходная зона; 5-водяной пласт.

основная нефтеносная зона и верхние слои переходной зоны подвергались процессам дренирования и истощения смачивающей фазой, в нил<ней же части

Если давление напора на нефть равно давлению вытеснения, можно ожидать, что насыщение водой уменьшается до равновесного значения. При этом отсутствует фаза пропитки, но пловучесть нефти непрерывно возрастает по мере перемещения ее вверх по структуре, а градиент напора значительно превышает градиент давления вытеснения, исключая потери напора от трения. Отсюда водонасыщение после внедрения в пласт нефти должно быть меньше равновесной величины, хотя и превышает «неснижаемое» значение.

2 Предполагается, что процесс накопления нефти в пласте происходит быстро по сравнению с процессом установления капиллярного и гравитационного равновесия. Но это не опровергает положения, что кривая пропитки контролирует нижнюю часть переходной зоны вода - нефть.

переходной зоны, нефть - вода, происходило вторичное насыщение, или «пропитка» смачивающей фазой. Отсюда, применяя уравнение (2) к области, расположенной непосредственно над чисто водяной зоной, получаем кривую пропитки с зависимостью кривизны от насыщения, подобно пунктирной кривой на фиг. 78. Как указывает нижний отрезок кривой для керна в 148 миллидарси на фиг. 75, кривые пропитки не обладают зависимостью давления вытеснения прерывного характера при 100% насыщении. Эти кривые показывают частичное насыщение даже при исчезающем капиллярном давлении.

W го 30 (0 50 60 70 во

-зсьтенив п/штовои OKudkscmbfO, Щ

Фиг. 80. Расчетное распределение насыщения в водонеф-тяной и нефтегазовой переходных зонах, исходя из зависимостей „кривизна - насыщение" на фиг. 78. Принимается: разность плотностей вода-нефть -0,3 г/сж, а разность плотностей нефть-газ - 0,5 zjcmK поверхностные натяжения на границе вода-нефть и нефть-газ соответственно 30 и 20 дин/см.

1 - газовая зона; 2 - нефтяная зона; 3 - вода; 4 - нефть; 5 - водяной

пласт; 6 - газ.

Насыщение нефтью в начале переходной зоны имеет конечную величину, характерную для процесса пропитки при капиллярном давлении. Переход от кривых пропитки к кривым истощения не имеет значения, так как в области умеренного и низкого насыщения смачивающей фазы обе кривые обычно сливаются. Для расчета величины переходной зоны при решении практических задач достаточно использовать кривую пропитки. Кривая пропитки весьма чувствительна к гистерезису, поэтому невозможно установить количественный характер этой кривой.

Прилагая кривую пропитки к уравнению (2), получаем граничную кривую фазы насыщения, вода - нефть (фиг. 80), пола-

гая Уп - У -0,3 г/см, а crg =30 дн/см. В противоположность опубликованным ранее диаграммам переходной зоны, где подсчитанное или принятое нефтенасыщение возрастало непрерывно от нуля, видно, что на фиг. 80 оно возникает круто с нефтенасыщения 20% и соответствует отрезку кривой пропитки предполагаемой нулевой кривизны на фиг. 78. Однако до сих пор никем не опубликовано удовлетворительных количественных данных о переходной зоне воды и нефти в естественных условиях, О реальности кривых на фиг. 80 в настоящее время следует судить только на основании общих физических соображений.

Контакт газа и нефти при его возникновении должен быть аналогичен контакту воды и нефти. Нефть является фазой, не смачивающей породу, но ее следует рассматривать смачивающей фазой по сравнению с газом при высоком нефтенасыщении у газонефтяного контакта. Можно ожидать, что установление равновесия в этом случае вызовет противоположное течение газа и нефти, в результате чего возникает процесс пропитки для нефтяной фазы в нижней части переходного слоя газ - нефть, а также процесс дренирования или истощения нефти в нижней части зоны свободного газа. Характер кривой пропитки различен для трехфазной системы поглощения нефти водонасыщенной породой, содержащей фазу диспергированного газа, по сравнению с поглощением воды в той же среде, частично насыщенной нефтью. Но для демонстрационных целей можно принять обе ситуации аналогичными. Если разность плотностей нефти и газа составит 0,5 г/см, а поверхностное натяжение нефти на границе с газом 20 дн/см, то применение уравнения (2) с отмеченными изменениями постоянных дает распределение жидкостей в нижней части переходной зоны нефть - газ согласно фиг. 80.

Распределение жидкостей в верхней части переходной зоны газ - нефть требует дальнейшего обсуждения. Если принять, что основные зависимости кривизны от насыщения (фиг. 78) справедливы к общему насыщению жидкостями, то уравнение (2) формально дает снижение общего содержания жидкостей с увеличением высоты зоны, пока не будет достигнуто неснижаемое насыщение связанной водой. Вместе с тем это означает, что нефтенасыщение ее непрерывно падает до нуля, несмотря на потерю подвижности рассеянной нефтяной фазы и связанным с ним нарушением условия гидростатического равновесия, согласно уравнению (2).

При рассмотрении этой части проблемы можно принять, что в интервале низких насыщений жидкостей нефть и газ меняются ролями. Газ становится непрерывной смачивающей фазой, а нефть по отношению к нему ведет себя как несмачивающая фаза. Поэтому нефть может дать любое распределение газонасыщения, связанное с процессом пропитки. Первоначальный рост непрерывной нефтяной фазы в интервале переходной зоны определяется из уравнения (2), причем h - толща переходной зоны