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

Давление, при котором может возникнуть заметная стабилизация или прекращение его снижения, зависит непосредственно от темпа отбора жидкости. Если месторождение консервируется, давление продолжает возрастать. Газонефтяной фактор в процессе нефтеотдачи под водонапорным режимом заметно не меняется. Эксплуатационные производительности остаются в основном постоянными, если водонапорный режим препятствует росту фазы свободного газа в нефтяной зоне. Пластовые давления выше вблизи фронта вторжения воды и спадают внутри месторождения.

Пластовое давление в месторождениях с газовой энергией зависит в основном от суммарной нефтеотдачи. Оно не связано с величиной дебитов, за исключением случая, когда дебит нефти может влиять на величину газового фактора. При этом режиме работы консервация месторождения не вызывает подъема пластового давления. Распределение давления внутри пласта отражает изменения в местных суммарных отборах по отношению к локальному содержанию нефти в горизонте. За исключением начального периода, когда величина газового фактора может упасть ниже количества газа в растворе, газовый фактор увеличивается с ростом суммарной нефтеотдачи до максимальных значений, в 5-10 раз больше по сравнению с тем, когда газ растворен полностью. С приближением пласта к состоянию конечного истощения величина газового фактора начинает снижаться. Эксплуатационная производительность скважин непре-эывно падает вследствие роста вязкости нефти и снижения проницаемости для нефтяной фазы.

Классификация механизмов нефтеотдачи по существу произвольна, исключая истощение энергии растворенного газа и полное замещение нефти водой. Если бы основным критерпем нефтеотдачи была величина конечной нефтедобычи, то многие пласты с частичным замещением водой попали бы в один разряд с чисто водонапорными системами, в то время как другие были бы объединены вместе с пластами, работающими за счет газовой энергии. Отдельно следует рассматривать п!яасты с расширением газовой шапки и гравитационным дренированием.

Конечная нефтедобыча с промышленной точки зрения представляет исключительную важность, но она является менее существенным критерием для классификации механизма нефтеотдачи. Общий режим работы водонапорных пластов не зависит в основном от величины остаточной нефти, которая определяет фактически конечную нефтеотдачу. То же самое относится и к системам с частичным использованием гидравлической энергии, а также к системам, где нефтеотдача происходит вследствие гравитационного дренирования. Количественные значения факторов, определяющих конечную нефтеотдачу, не влияют на общие характеристики режима, которые контролируются в значительной степени механизмом использования газовой энергии. Пласты, работающие за счет энергии растворенного газа, имели

бы тот же Процесс нефтеотдачи, если бы кривые соотношения проницаемости характеризовались суммарной нефтеотдачей, сравнимой с получаемой при гидравлическом напоре. Поэтому подземные резервуары с гравитационным дренированием и частичным использованием гидравлической энергии рассматриваются как обобщения систем с режимом «растворенного газа»; лишь полное замещение нефти водой считается существенно отличным механизмом нефтеотдачи.

Все нефтяные пласты должны подчиняться закону сохранения материи. Отсюда должна существовать взаимосвязь между величиной общего отбора жидкости из пласта, давлением и начальным содержанием нефти и газа в пласте, а также жидкостями, которые могут поступать первоначально в продуктивную область в результате естественного притока или искусственной закачки с поверхности. Эта зависимость [уравнение материального баланса 6.5(7)] включает как неизвестные: первоначальный запас нефти в пласте, начальный объем свободного газа в пласте и объем притока воды в случае его наличия.

Если известно, что в продуктивном пласте не имеется притока воды, в принципе можно определить объемы начального запаса нефти и свободного газа в пласте. Последние являются пластовыми постоянными из решения уравнений, полученных после введения данных о давлении п добыче нефти за два или больше интервала времени. Можно было бы выбрать одну из постоянных так, чтобы вычисленные значения другой для различных интервалов времени были в основном неизменными. Однако подобная процедура часто дает неудовлетворительный результат, так как, широко изменяя принятые значения постоянных, можно получить ничтожные результаты в отношении внутренней структуры уравнений.

Если необходимо учесть приток воды, то положение создается еще более неясным. Член, определяющий поступление воды в пласт, является переменной величиной, возрастающей со временем. Тогда общее уравнение материального баланса содержит неизвестную функцию, а также две неизвестных постоянных. Чтобы разрешить эту трудность, можно выразить член, определяющий поступление воды, как тюстоянную, умноженную на функцию давления и времени, представляющую состояние потока в водоносном пласте [уравнение 6.7 (2)]. Было предложено и испытано несколько типов выражений для описания вторжения воды. Они включают функции, дающие истечение из системы сжимаемой жидкости для установившегося состояния, промежуточные приближения и еще более решительные упрощения.

Эти функции можно вычислить из зависимости «давление - время» для продуктивной системы, причем коэффициент, или масштабный фактор, остается неизвестной постоянной. Ее затем рассматривают как две других постоянных нефтяного пласта: объем начальной нефти, in situ, и объем свободного

газа. Эти три постоянных определяются так, чтобы получить максимальную степень внутренней последовательности, когда уравнение материального баланса применяется к ряду интервалов наблюдаемого процесса нефтедобычи. Несмотря на то, что колебания вычисленных постоянных могут быть при этом несколько уменьшены, дополнительная степень свободы, выраженная коэффициентом вторжения воды, приводит к тому, что истинное решение для пластовых постоянных становится еще менее определенным, чем для систем с газовым напором. Если лредположить, что об этих постоянных ничего неизвестно, можно найти приближенные решения уравнений, которые будут вполне удовлетворительны, но которые дадут различные значения в отношении размеров пласта и вида основного механизма, контролирующего их режим.

Таким образом, полезность метода материального баланса для анализа работы пласта сильно ограничена, но он все же обладает определенным значением, если его правильно понять и применить. Наблюдения за «тенденцией» вычисленных постоянных, например, начальным нефтесодержанием пласта, in situ, указывают на изменения, которые необходимо ввести в значения, принятые для других постоянных. Часто соотношение объема начального свободното газа и объема нефти можно определить из данных анализа кернов и бурового разреза. Если ввести эти данные в основное уравнение материального баланса, можно уменьшить число неизвестных на одну. Если же заранее известно, что первоначальной газовой шапки в пласте не было, или отсутствует вторжение воды в продуктивный пласт, то эти факты должны быть непосредственно введены в уравнение, чтобы таким образом ограничить неясность в определении других неизвестных.

Если установлено, что пласт представляет систему только с энергией растворенного газа без вторжения воды и первоначальной газовой шапки (или с газовой шапкой известного объема), расчет количества нефти in situ получается вполне достоверным. Когда известно, что вторжение воды является основным фактором нефтеотдачи, уравнение материального баланса можно применять с успехом лишь при условии, что нефтесодержание пласта и объем свободного газа могут быть определены из геологических данных и анализа керна.

Вторжение воды в продуктивный пласт может быть вычислено инверсией уравнения материального баланса, чтобы выразить член, определяющий вторжение воды, функцией постоянных нефтяного пласта, изменения давления и нефтедобычи в процессе разработки [уравнение 6.7(1)]. Подобные расчеты представляют наиболее удовлетворительный метод определения величины и процесса вторжения воды в продуктивный пласт.

Если неизвестные параметры пласта определены, можно воспользоваться уравнением материального баланса для установления заранее будущего поведения пласта в принятых условиях