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

Определение коэффициента продуктивности представляет широко распространенную промысловую практику, но действительные промысловые измерения часто поддаются с трудом подробному объяснению. При идеальных условиях течения ненасыпхенной нефти и в основном постоянных газовых факторах коэффициент продуктивности по существу не зависит от текущего дебита или перепада давления. Однако он проявляет часто тенденцию к росту или снижению с увеличением текущего дебита. В некоторых месторождениях было обнаружено хорошее согласие в пределах от 2 до 5 раз абсолютных величин коэффициента продуктивности с величинами его, которые можно ожидать из данных о проницаемости продуктивного пласта, определенной путем анализа кернов.

Однако большая часть промысловых данных из Калифорнии показала значения коэффициента продуктивности намного ниже определенных по проницаемости для воздуха (фиг. 91). Расхождения (в среднем в 31 раз) слишком велики, чтобы их можно было объяснить многофазным характером течения. Причина, видимо, заключается в большом снижении проницаемости физической и эффективной, вызванном реакцией между связанной водой и цементирующим глинистым материалом, столь обычным в продуктивных песчаниках Калифорнии. Если количественное значение абсолютной величины коэффициента продуктивности и может быть в отдельных случаях сомнительным для практических целей, все же эти данные имеют широкое применение. Их относительные значения для скважин на одном и том же промысле дают хороший критерий по сравнению проницаемостей и мощностей продуктивных горизонтов и площадей, дренируемых отдельными скважинами. Если помножить коэффициенты продуктивности на пластовые давления, они будут выражать исчисленные «потенциалы свободного дебита», которые использовались ранее при распределении допустимых эксплуатационных отборов.

Сравнением коэффициента продуктивности до и после ремонта скважины или обработки ее кислотой можно лучше оценить эффективность проделанных операций. Снижение коэффициента продуктивности в процессе разработки отражает общее состояние истощения пласта. Такое снижение должно итти параллельно с ростом газового и водонефтяного факторов. Если оно оказывается более быстрым, чем можно ожидать из полученных соотношений, следует предположить образование пробки на забое скважины. Но если подъем факторов 7? и /?в не вызывает соответствующего падения коэффициента продуктивности, необходимо исследовать возможное поступление в скважину газа или воды извне. Разумеется, при всех обстоятельствах коэффициент продуктивности должен измеряться лишь после того, как скважина стабилизировалась для каждого текущего дебита и установилось некоторое приближение к установившемуся состоянию.

ГЛАВА 6

ОБЩАЯ МЕХАНИКА ПЛАСТА

6Л. Виды пластовой энергии и механизм нефтеотдачи. Общий эежим нефтеносных подземных резервуаров определяется в значительной степени характером энергии, необходимой для перемещения нефти к забою скважин, и способом ее использования в процессе нефтедобычи. Эти контролирующие факторы определяются в свою очередь множеством других переменных, например, структурными условиями пласта, характером нефти, растворимостью газа в нефти, пропускной способностью породы, подвижностью воды в прилегающих пластах, если они только имеются, скоростью отбора нефти, газа и воды. На практике не часто встречаются условия, когда можно описать нефтяной пласт на протяжении всего процесса его разработки при помощи какого-либо одного резко очерченного типа механизма нефтеотдачи. Вместе с тем установление подобных механизмов необходимо для классификации основных факторов, влияющих отдельно или в комбинации на режим изучаемого пласта.

Основными типами энергии, участвующей в нефтеотдаче, являются: 1) сжимаемость нефти и воды внутри продуктивного слоя породы коллектора; 2) гравитационная энергия нефти в верхних слоях пласта по сравнению с энергией на его погружении; 3) упругость сжатого и растворенного газа в нефти (а также в воде) внутри продуктивного слоя или зонах свободного газа, лежащих поверх горизонта, насыщенного нефтью; 4) упругое сжатие воды в пластах, сообщающихся с нефтяным резервуаром.

Освобождение этих видов энергии осуществляется в результате эксплуатации пробуренных скважин; энергия расходуется на действие сил или давлений в направлении областей с более низкими содержаниями энергии или давления. Эти силы необходимы для преодоления сопротивления породы течению жидкостей, перемещающихся к эксплуатационным скважинам. Работа, проделываемая этими силами, объясняет потерю энергии внутри пласта между начальным и конечным состояниями (у забоя скважины) жидкостей, участвующих в процессе нефтеотдачи. Энергия сжатия нефти и воды внутри пласта проявляется в упругом расптирении этих жидкостей, рассеянии давления, удержи-

вающего жидкость в сжатом состоянии, и течения расширяющегося объема в скважины или выходы пласта с пониженным давлением. Гравитационная энергия действует массовой силой тяжести на различные фазы жидкости пропорционально их плотности, стремясь переместить их на более низкие уровни горизонта, а оттуда в работающие скважины. Различное действие сил тяжести на газовую и жидкие фазы вызывает относительную остаточную силу, направленную вверх, или «пловучесть» газовой фазы, а также стремление к разделению пластовых углеводородных жидкостей на две фазы.

Энергия газа, растворенного в нефти, проявляется в том, что газ освобождается из раствора и расширяется на месте, или переходит в области с пониженным давлением, окружающие эксплуатационные скважины. Вследствие расширения объема газовой фазы этот процесс приводит непосредственно к выталкиванию равноценного объема нефти, которая течет сквозь породу к скважинам, сопровождая движущийся газ: Наконец, энергия сжатия воды в примыкающих пластах используется для перемещения нефти к скважине подобно упругой энергии самой нефти. Расширившийся объем жидкостей, самой воды или газа, выделившегося из воды в водяном резервуаре, переходит в нефтяной пласт и вытесняет оттуда соответствующий объем нефти.

Кроме перечисленных видов энергии, регулирующих режим работы подземного резервуара, необходимо отметить для полноты еще два вида ее. Первый вид - это дифференциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды для различных жидких фаз. При благоприятных условиях она может вызвать течение и изменение распределения жидкостей между различными областями коллектора даже в условиях, когда другие виды энергии не принимают активного участия в этом процессе. Например, если малопроницаемая плотная часть породы с высоким нефтенасыщением переходит в область с крупнозернистой структурой, но с высокой водонасыщенностью, то у воды обычно наблюдается тенденция перетекать в менее проницаемую породу независимо от действия гравитационных сил и давления, В этом случае предполагается, что порода смачивается предпочтительно водой. В большинстве практических задач нефтедобычи преобладают силы тяжести и давления. Однако в особых условиях, например, при длительных периодах консервации скважин, а также во время установления первоначального распределения жидкостей в пласте до его разработки капиллярные силы и поверхностная энергия могут иметь известное значение (параграф 4.9).

Наконец источником энергии, который в принципе может играть некоторую роль в нефтеотдаче, является упругое сжатие самой породы. После снижения пластового давления непосредственное изменение объема порового пространства или пористой среды, вызванное перераспределением зернистой структуры, в результате оседания или стабилизации залегающей поверх нефтяного пласта толщи пород накладывается на проявление других