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

1 Наблюдения за ростом газового фактора в конденсатных подземных резервуарах в результате истот,ения давления указывают на явление равновесного насыщения несмачивающей фазой.

Такой режим означает, что конденсат, осажденный в песке в результате ретроградной конденсации, остается неподвижным при низких насыщениях благодаря прерывному распределению капель в коллекторе.

полезные эмпирические процедуры. Все же не следует приписывать особого физического значения численным величинам, связанным с различными видами графического или аналитического интерпретирования.

7.11. Промысловые наблюдения за режимом пласта с газовой энергией. Наблюдения над процессами поддержания давления в пластах с газовой энергией показывают их связь с равновесным газонасыщением в естественных нефтеносных подземных оезервуарах. Все опубликованные материалы о зависимости «проницаемость-насыщение», полученные лабораторным путем, включая интервал высоких насыщений жидкостями, указывают на существование равновесного насыщения свободным газом, или по крайней мере на очень медленное возрастание проницаемости для газа.

Неисчезающее равновесное насыщение газом теоретически вызывает начальное падение величины газового фактора. Однако все опубликованные до настоящего времени данные о пластах указывают на отсутствие таких газовых факторов, которые убывают с самого начала эксплуатации месторождения. Поэтому либо образцы, исследованные в лаборатории, не отражают естественных продуктивных пород, либо имеется серьезное расхождение мел<:ду теоретическими определениями и промысловыми наблюдениями.

Необходимо отметить, что это разногласие более кажущееся, чем фактически существующее. Дело в том, что данные о газовом факторе, особенно на раннем этапе эксплуатации месторождения, сплошь и рядом неудовлетворительны. Сомнительно, чтобы ранние данные о газовом факторе, собранные по ограниченному списку месторождений, даже недавно разрабатываемых, были достаточно точны, чтобы по ним можно было установить различие между небольшим падением или, наоборот, медленным подъемом rasoBOiDo фактора.

Имеются неопубликованные материалы, что падение газового фактора наблюдалось определенно, хотя я эти сведения могут подвергаться сомнениям

Рассмотренная здесь теория пластов с газовой энергией полностью пренебрегает наличием скважин как источников отбора жидкостей. Однако в приз а бойной зоне истощение выражено сильнее, чем в пласте в целом. Естественный эксплуатационный газовый фактор должен отражать среднее насыщение нефтью между низкими значениями его в призабойной зоне и более высокими насыщениями в отдаленных точках пласта.

Медленное образование равновесного газонасыщения внутри продуктивного пласта затемняется быстрым падением насыщения призабойной зоны. Независимо от наличия или отсутствия равномерного газонасыщения промысловые данные о газовом факторе можно истолковать для получения изменения соотношения проницаемостей по газу и нефти в зависимости от насыщения жидкостями. Из уравнения 7.3(1) следует

/ ч R-S

90 80 W

Насыщение жидностьк!, о/о

Фиг. 119. Изменение соотношения проницаемостей для газа и нефти с изменением насыщения пласта жидкостью, по промысловым данным.

/ - доломит Сен-Андрес, Западный Тексас; 2 - доломит Панхендл; 5 -доломит Сен-Аидрес; 4 - известняк Петит, Луизиана; 5 - песчаник Вилькокс, Оклахома; б - песчаник Симпсон Бро-майд, Оклахома; 7 - известняк Хентон, Оклахома; А - несцементированный песчаник; В - сцементированный песчаник. Кривые 1 - 7 получены по промысловым данным. Л -В -по

лабораторным опытам.

Отсюда, если известны функции давления S{p) и можно вычислить kv/ku из комбинированных наблюдений над пластовым давлением и газовым фактором.

Если опредетены еще первоначальное насыщение связанной водой и пористость, то остаточную нефть или общее насыщение жидкостями можно подсчитать из суммарной нефтеотдачи, чтобы удовлетворить значение кг/кп из уравнения (1).

На фиг. 119 нанесены кг/кп по отношению к кривым насыщения жидкостями для трех доломитов, двух известняков и двух песчаников. Для сравнения приведены две кривые для песков, полученные по лабораторным измерениям.

На фиг. 120 нанесены аналогичные комплексные и осреднен-ные данные из месторождений Западного Тексаса, сложенных доломитом вместе с кривыми, определенными лабораторно на образцах доломитов. В противоположность кривым, полученным из лабораторных экспериментов, кривые, построенные по промысловым данным, не показывают равновесного насыщения газом, которое может превысить самое большее несколько процентов.

Промысловые наблюдения обычно показывают, что газовые факторы начинают возрастать тотчас же или вскоре после начала эксплуатации.

Данные фиг. 119 и 120 имеют слишком ограниченные пределы, чтобы установить аналитические выражения для кривых. Однако они близки примерно к полулогарифмической зависимости по отношению к насыщению жидкостей при их значениях меньше 80% К Эту зависимость можно выра-

зить как

Насыщение жиЗиость/с ,

Фиг. 120. Сравнительные кривые со-(2) отношения проницаемостей для газа и нефти, полученные из рассмотрения режима работы нефтяного резервуара, приуроченного к доломиту, и по лабораторному анализу кернов.

1 - лабораторные данные по кернам из двух продуктивных доломитов (Западный Тексас);

2 - лабораторные данные по кернам из продуктивного доломита (Западный Тексас); 5-промысловые данные по шести месторождениям, сложенным доломитами (Западный Тексас); 4 - пределы колебания промысловых данных из шести месторождений, сложенных доломитами (Западный Тексас),

где Q - общее насыщение жидкостями.

Для очень многих .месторождений значение а при построении промысловых кривых находится в пределах 10-23, а Ъ от 15 до 30. Лабораторные данные для песчаника и верхней группы доломитов (на

фиг. 120) лежат в этих пределах. Для рыхлых песков эти параметры падают ниже указанных пределов; нижняя линия для песков по лабораторным данным (на фиг. 120) дает значение меньше 10.

Эти эмпирически установленные соотношения проницаемости представляют известный интерес, так как описывают аналити-

Имеется более низкий предел в q для приближенной справедливости уравнения (2). Уравнение (2) должно, очевидно, нарушиться, когда насы щение нефтью приближается к его «равновесному» значению, и /г/А: становится бесконечно большим при Z, равном или близким нулю.