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

Уравнения (6) и (7) или (9) и (10) определяют изменение насыщения породы нефтью и водой и qb как функций давления. Все члены, за исключением и а также f и Ф необходимо рассматривать как известные функции давления, установленные эмпирически измерениями содержания газа, нефти и воды Б пласте и их дебитами.

у) VL Ф являются функциями насыщения жидкостями, которые необходимо получить из зависимости «проницаемость - насыщение» соответствующего продуктивного пласта. Так как уравнения (6) и (10) первого порядка, их можно легко проинтегрировать численно.

Отправная точка для интегрирования уравнений (6) и (10) состоит в начальном распределении давления и жидкостей внутри пласта. Если она относится к начальному состоянию, то Qb представляет коэффициент насыщения пласта связанной воды, а начальное значение будет (1 - в). Конечной точкой интегрирования является атмосферное давление или любое иное давление, при котором можно допустить прекращение промышленной эксплуатации пласта, как простой системы с газовой энергией.

Интегрирование уравнения (6) или (10) дает изменения содержания жидкостей в пласте с изменением давления.

Зависимость «проницаемость - насыщение» рассматривается на практике как среднее значение величин, характеризующих отдельные слои продуктивной зоны, обозначаемой в целом тер-

Отсутствие активности связанной воды даже поверх переходной зоны «вода - нефть» представляет спорный вопрос. Однако подвижность, которую она может иметь, с практической точки зрения является бесконечно малой величиной.

Упростим несколько эти уравнения, чтобы они соответствовали положению, возникающему на практике, а именно, когда связанная вода, представленная в, неактивна К Тогда ФХо) = О, а второе из уравнений (6) приводится к виду:

с решением

в==-о-, (9)

гв г

где вг, iBi относятся К начальным значениям и в. Уравнение (б) можно переписать как

(10)

мином «подземный резервуар», хотя при попытке дать анализ количественным сторонам режима подземного резервуара необходимо учитывать фактические изменения проницаемости.

Насыщение пласта жидкостями можно перевести в соответствующий объем дегазированной («товарной») нефти посредством следующих отношений:

Qh= 10241/

I \Рвг

где Qh, Qb относятся к суммарной добыче нефти и воды в на 1 га/м продуктивной породы с пористостью /. Когда связанная вода предполагается неподвижной, Qb исчезает согласно уравнению (9). Из насыщения подземного резервуара можно подсчитать величину газового фактора, применив уравнение (4);

посредством его умножения на приращение Qh и суммирования получается общий отбор газа .

Интегрирование уравнений (б) и (10) приводит автоматически к установлению конечной нефтеотдачи «физической и промышленной» в результате истощения пласта от газовой энергии.

«Физическая» нефтеотдача дана значением Q и при атмосферном

давлении; «промышленная» представляет значение Qh при заранее принятом давлении ликвидации промысла .

Выведенные уравнения дают возможность заранее установить протекание процесса изменения давления и газового фактора по отношению к суммарной добыче в пластах с режимом растворенного газа. Как и следует ожидать из сделанных приближений, на которых основываются эти уравнения, они не дают сведений относительно отдельных скважин, дренирующих пласт. В пределах точности этих приближений процессы нефтеотдачи из пластов с режимом растворенного газа также, как и конечная нефтеотдача, определяются независимо от сетки скважин, включая сюда распределение и уплотнение последних.

Уравнения (б) и (10) не включают фактора времени или скоростей отбора жидкости. Отсюда падение давления и газового фактора в зависимости от суммарных отборов также не зависит от дебитов нефти. Полученные выводы являются неизбеж-

1 Скобки уравнения (11) указывают на суммарный отбор в долях порового пространства пласта.

2 Общий отбор газа можно выразить как разницу между начальным и текущим содержанием газа в пласте, т. е. как

-JT"--р--ri-Qn-Qs)

если S и у выражены кубометрами газа на кубометр нефти.

На практике забрасывание скважин на месторождениях с газовой энергией обычно определяется предельным дебитом. В данном случае берется давление, чтобы избежать необоснованных факторов, увязывающих дебиты с давлением.

Q = 57500 /

м/гам,

где принимается за постоянную.

Рассматриваемый подземный резервуар с газовой энергией состоит из пористой среды с зависимостью «проницаемость - насыщение», приведенной на фиг. 94, и отдающей газ и нефть с физическими свойствами, согласно фиг. 81. Исключение со-

Появление воды в месторождении с газовой энергией на раннем этапе разработки обусловлено по всей вероятности пропластками, насыщенными водой и залегающими внутри нефтенасыщенного пласта, или же подошвенной пластовой водой, попавшей в скважину в результате конусо-образования.

Если переходные зоны нефть - вода также открыты в скважину, то в ней появляется приток воды. Последний требует аналитического описания посредством более общих уравнений, чем 7.2(6). Однако можно избежать появления воды, пользуясь современной практикой заканчивания скважин, за исключением тех случаев, когда переходная зона может охватить основную часть всего продуктивного пласта.

2 Общее расширение объема газонасыщенных пластовых вод в условиях подземного резервуара по сравнению с обычными условиями составляет величину порядка 3%.

ным следствием сделанных допущений, а также принятой методики решения, на которой основаны уравнения (6) и (10). Прямого доказательства, что эти уравнения ошибочны, нет. Необходимо отметить также, что разделение между нефтяной и газовой фазами по удельным весам, возможное конусообразование из налегающих газовых шапок или залегающих под нефтяной зоной подошвенных пластовых вод, а также капиллярные явления преднамеренно изъяты из разбора. Все перечисленные явления могут существенно изменять поведение идеальной системы с энергией растворенного газа и должны учитываться при исследовании режима естественных нефтеносных подземных резервуаров и проектировании их эксплуатации.

7.3. Теоретические процессы нефтеотдачи подземных резервуаров при режиме растворенного газа. Систему уравнений 7.2(6) в основном нетрудно решить численным путем. Однако в результате включения в уравнение членов, определяющих течение воды, получающееся обобщение имеет небольшое практическое значение при рассмотрении месторождений с режимом растворенного газа Ч

Вследствие относительно низкой растворимости природных газов в воде и соответственно небольшой усадки водной фазы в пластовых условиях с изменением давления можно полностью пренебречь газом, заключенным в водной фазе. Отсюда уравнения, положенные в основу всего последующего рассуждения, будут:

= QuX (Р) -f (1 - - в) £ (Р) + (р)