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

расширении газовой шапки, представляет отличный тип эксплуатационной системы, хотя она во многих отношениях напоминает механизм полного замещения нефти водой. В огромном большинстве естественных резервуаров такие условия не возникают. Дренирование нефти вниз по структуре лишь дополняет замещение отбора жидкости выделяющимся из раствора газом. Пластовые давления убывают, и продуктивная площадь, залегающая ниже газовой шапки, проявляет основные свойства, связанные с энергией растворенного газа. Сочетание дренирования под действием силы тяжести и связанного с ним расширения газовой шапки весьма заметно может видоизменить процесс истощения энергии растворенного газа в залежи. Эти видоизменения явились причиной особого рассмотрения подземных резервуаров такого типа.

Механизм «истощения» растворенного газа составляет физическую основу истолкования и предсказания общего поведения пластов в течение всего периода разработки залежи. В дальнейшем подземные резервуары, работающие при расширении газовой шапки, будут рассматриваться как особый тип или обобщение основных систем с растворенным газом. Однако при рассмотрении коэффициентов нефтеотдачи и суммарной нефтеотдачи следует учитывать особые возможности механизма дренирования под действием силы тяжести, в связи с чем пласты, работающие при расширении газовой шапки, рассматриваются отдельно.

6.3. Энергия воды. Термин «полное замещение водой» употребляется в настоящей работе для обозначения механизма нефтеотдачи, при котором скорость притока воды в нефтяную залежь по существу равна скорости объемного отбора чистой нефти и газа. Эта формулировка не означает прекращения дальнейшего падения пластового давления, если установилось объемное равенство между скоростями отбора нефти и газа и внедрения воды. Наоборот, давление может падать на протялении всего процесса разработки залежи, даже если объемная скорость поступления воды все время равна объемным отборам углеводородных жидкостей из пласта. Причина этого явления заключается в том, что для сохранения скорости притока, вызванного расширением воды в водоносной зоне, и равной скорости отбора пластовой жидкости из продуктивного пласта давление на водонефтяном контакте должно снизиться. При таком снижении давления жидкости внутри нефтяного пласта также расширяются и обеспечивают замещение отбора. Однако на протяжении всего процесса разработки расширение пластовой жидкости по сравнению с непосредственным поступлением воды Б продуктивный пласт обычно настолько мало, что вся система

В начале разработки расширение пластовых жидкостей в пластах с нефтью, недонасыщенной газом, обычно компенсирует отбор.

Z3f,Z

ZQ4-

может быть описана как работающая в условиях полного замещения нефти водой.

Механизм вытеснения водой обычно ведет к медленному спаду пластового давления с ростом суммарной нефтеотдачи после первоначального быстрого падения, необходимого для установления градиентов давления, вызывающих поступление воды в продуктивную зону. Стабилизация давления при постоянстве текущих дебитов является определенным доказательством режима полного замещения нефти водой. Если среднее пластовое давление повышается с понижением темпа отбора нефти или временным закрытием месторождения, то можно устарю-вить скорость поступления воды в продуктивный пласт. Когда внедрение воды является основой механртзма нефтеотдачи, давление пласта становится чувстви-

тельным к изменению

fo ZO 00 w 50 60 70 80 90 Тос гемпа отбора нефти. Но

Суммарная нефтедобыча от ноиеной. КОГДа темп Отбора неф-несртеотдаии, о/о

Фиг. 92. Кривые зависимости суммарной нефтедобычи от давления для различных месторождений, которые, исключая песчаник Шюл-лер-Джонс, работали на режиме полного вытеснения нефти водой.

1 - Шюлер (Рейнольдо); 2 - Магнолия; 5 -Бёкнер; i - Тёрки-Крик; б - Мидвей; 6 - Шюлер Джонс; 7 - Рэмзи; 8 - Хоббс; 9 - Восточный Дексас; 10 - Ист-Уотчхорн;

11- Иетс.

ти из пласта непрерывно возрастает, механизм вытеснения водой в конечном счете перестает действовать. Падение пластового давления вызывает механизм нефтеотдачи, связанный с выделением газа из

заствора. Типичные кривые падения давления для нескольких пластов, которые работали в условиях полного замещения нефти водой, приведены на фиг. 92.

При эффективном напоре воды пластовое давление после начальных переходных состояний падает медленно, если вообще оно падает, а рост фазы свободного газа задерживается или тормозится. В результате газовый фактор остается в основном постоянным, пока продолжается добыча нефти. Когда нефть недо-касыщеыа газом, что характерно для водонапорных систем, величина газового фактора остается постоянной до тех пор, пока давление фонтанирования на забое не упадет до точки насыще-

ния. Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтяного контакта, и избыточные дебиты вызывают образование газовых конусов.

Быстрое появление воды в эксплуатационных скважинах не служит доказательством наличия механизма вытеснения водой, если только скважины не расположены очень близко к первоначальному водонефтяному контакту. Если вода поступает в продуктивный пласт со скоростью, сравнимой со скоростями отбора жидкостей из эксплуатационных скважин, необходимо ожидать появления ее притока в скважинах, ближайших к водонефтяному контакту, спустя некоторое время, необходимое для затопления промежуточной части нефтяного горизонта. Быстрое появление в добываемой нефти пластовой воды еще не означает, что процесс «вытеснения» управляет нефтеотдачей пласта в целом.

Появление воды в скважинах может явиться результатом высоких местных скоростей отбора и конусообразования подошвенной пластовой воды. В системах, работающих в основном за счет энергии газа, поступление воды в продуктивный пласт может быть ограничено зонами с высокой проницаемостью, представляющими небольшую часть всего продуктивного слоя.

При обычных типах краевого гидравлического напора распределение давления внутри пласта отражает существование и расположение внешнего источника энергии. Так, пластовые давления имеют самое высокое значение вблизи контура краевой воды и постепенно снижаются в областях, наиболее удаленных от водонефтяного контакта. Это может привести к непрерывному снижению давления в пласте от одной стороны месторождения до другой, если нефть заключена в стратиграфической залежи или между сбросами, а приток воды ограничен лишь одной стороной пласта. Если структура представлена антиклиналью, и нефть ограничена повсюду контактом воды, то изобары давления при однородном отборе жидкости с продуктивной площади грубо параллельны границе пласта, причем более низкие давления находятся в центральной части месторождения. Если в целом под залежью залегает вода, и вся добыча нефти получается в результате напора подошвенной пластовой воды, то давления в пласте должны стремиться к однородности, за исключением случаев фациальной изменчивости горизонта или колебания местных отборов жидкости, которые могут вызвать соответствующие изменения давления.

Результатом медленного падения пластового давления на протяжении большей части процесса разработки месторождения, обычного для водонапорных пластов, является сохранение эксплуатационной производительности и дебитов отдельных скважин. Разумеется, наступающий или поднимающийся фронт