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

и их сравнительных величин, а также истолковании причин, обусловливающих эти изменения.

Влияние насыщения связанной водой на режим растворенного газа и нефтеотдачу можно оценить тем же путем, что и влияние вязкости, растворимости и усадки. Для вычислений необходимо знать, как может меняться зависимость «проницаемость - насыщение» с водонасыщенностью. Содержание связанной воды в нефтеносных песках обычно увеличивается с пони-

1800

f6Z0

•3 81,8 I/да

Щ8 Z7,2 /3,5

900 710

360 180

1 Z 3

СцмАюриая нефгпеощаш. от породого пространства

Фиг, 103. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа и различными физическими

свойствами нефтяных коллекторов.

Кривая /-соотношение проницаемостей для газа и нефти - соответствует сплошной кривой на фиг. 94. Кривая -соотношение проницаемостей для газа и нефти -соответствует пунктирной кривой на фиг. 94. Кривая / - насыщение <*вязанной водой - равняется нулю. Принятая растворимость газа при 170 ат равна 96 м1м\ усадка от 170 ат составляет 30,8%; вязкость дегазированной нефти - 2,76 сантипуаза. Для кривых I и П насыщение связанной водой принято равным 30%; i - пластовые давления; 2 - газонефтяные факторы.

лением проницаемости. Исходя из этого, можно ожидать изменений в количественных характеристиках кривых зависимости «проницаемость - насыщение». К сожалению, имеющиеся на этот счет данные слишком скудны для получения каких-либо определенных выводов.

Примем, что сам песок остается неизменным и что у){) представляет функцию общего насыщения жидкостями для умеренных значений водонасыщенности. Для крайнего случая, когда насыщение связанной водой произвольно принято О, у)(д) как функция нефтенасыщенности все же выражается кривой на фиг. 94, за исключением смещения в 0,3 по абсциссе. Допустив, что растворимость газа при 170 ат равна 96 м/м, усадка

1 Конечное равновесие газонасыщения всегда приводит к начальному падению величины газового фактора; такое падение до )Жно осущест-

<ilLjyO при начальном давлении и насыщении.

виться, если

30,8%, а вязкость дегазированной сырой нефти составляет 2,76 сантипуаза, получим вычисленные падения давления и газонефтяной фактор в виде кривых Я/ на фиг. 103. Последние указывают конечную нефтеотдачу в процентах от порового пространства: 10,2% при истощении пласта до атмосферного давления и 9,92 7о при истощении до 7 ат, что соответствует насыщению свободным газом в 30,0 и 29,2% соответственно, а также суммарной нефтеотдаче в 13,3 и 13,0% от начального запаса нефти в пласте in situ; максимальный газовый фактор 2300 mjm.

Эти значения необходимо сравнить с соответствующими величинами в третьем ряду табл. 12, который относится к той же самой системе с содержанием связанной воды 30%. Из таблицы видно, что хотя насыщение свободным газом, созданное нефтеотдачей, выше по сравнению с нулевой водонасыщенностью, суммарная нефтеотдача как по абсолютному значению, так и в долях запаса нефти in situ значительно меньше. Это вызвано большей усадкой нефти при дренаже продуктивной площади, когда начальное насыщение последней равняется 100% по сравнению с 70% в рассматриваемом случае. Необходимо подчеркнуть, что в приведенных вычислениях учитывается лишь последний фактор. При сравнении песков с различным водонасы-щением может случиться, что связанные с этим различия в характеристике «проницаемость - насыщение» могут видоизменяться и придавать обратное значение их относительным поведениям, которые вытекают из указанного сравнения.

Чувствительность режима растворенного газа к зависимости «проницаемость - насыщение» в продуктивном пласте можно оценить по результатам интегрирования основного дифференциального уравнения для различных типов кривых "{q)- Кривая, примененная во всех расчетах, относится к равновесному насыщению свободным газом в 10%. Именно этот фактор или допущение дает начальное падение кривых газовых факторов, а также выпуклый тип кривых падения давления .

Полученный вывод подтверждается кривыми на фиг. 103, где взято из пунктирной кривой фиг. 94 при отсутствии

равновесного газонасыщения, но с параметрами, аналогичными кривым / из фиг, 98 (кривые /Я), где видно, что газовый фактор возрастает с самого начала эксплуатации, а кривая падения давления не имеет выпуклости до того, как пройден максимум значения газового фактора. Как и следует ожидать, конечная нефтеотдача при отсутствии равновесного насыщения свободным газом получается значительно ниже. При атмосферном давлении истощения нефтеотдача составляет 10,4% порового пространства, а при 7 ат 9,77% по сравнению с 11,9 и 11,3% для случая равно-

весного насыщения газом в 10,%. Однако максимальный газовый фактор в этом случае будет ниже, чем для кривой /, так как площади, ограниченные кривыми газового фактора, пропорциональные начальной растворимости, должны быть тождественными для обоих случаев.

На фиг. 104 приведены кривые, построенные из данных сравнительных расчетов влияния изменений в характеристиках «проницаемость - насыщение», при низких насыщениях пласта

вв Но 3Z 3- 3S

38 (00

жидкостями или по всему интервалу насыщения, на добычу нефти. Они включают три кривых для гр{д), которые рассматриваются как разумные приближения к истинной зависимости в естественном нефтяном пласте. Кривые экстраполированы до нуля при 100% насыщении породы жидкостями (в отсутствие равновесного насыщения газом). Содержание связанной воды оценивалось в 20%; начальное пластовое давление было 117,5 ат\ растворимость газа 136 mIm; усадка 36,0%, а вязкость дегазированной нефти - 2,4 сантипуаза.

Месторождение имело начальную газовую шапку, занимавшую объем, равный 54% объема нефтяного горизонта Ч Кривые / и совпадают в области высоких насыщений, а с падением общего насыщения жидкостями ниже 82% расходятся, в то время как кривая / расположена выше других по всему интервалу насыщения.

Конечная нефтеотдача (до 7 ат) и максимальные газовые факторы, найденные из различных кривых на фиг. 104, суммированы в табл. 15, Как и следует ожидать, наибольшие значения для ipiQ) (кривая /) дают наименьшую нефтеотдачу, а самые высокие конечные отборы могут быть получены из низшей кривой для у) q) (кривая /). Для кривой III значение газового фактора растет быстрее и завершается более низким

6¥ 6S П 76 80 ВО- й Насыщение жиёнастьиэ /q

Фиг. 104. Кривые соотношения проницаемостей для газа и нефти, применяющиеся для изучения их влияния на режим пластов с режимом растворенного газа.

1 Метод учета влияния газовой шапки в отсутствие гравитационного дренирования описаа в параграфе ниже.