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

Вполне очевидно, что подземные резервуары не представляют собой идеальных, однородных систем, для которых только и возможно аналитическое решение. Кроме того, закачка газа обычно не воспроизводит процесса прямой диффузии и рассеивания его по всей нефтяной зоне, как это принимается в теоретических расчетах. Расширение газовой шапки и гравитационное дренирование, которые могут участвовать в наблюдаемом режиме пласта, еще не нашли себе места в теоретической количественной оценке метода поддержания давления.

Следующие примеры показывают поведение пласта при закачке газа, которое можно ожидать на практике.

В 1932 г. была открыта нефтяная залежь Кенингхам в Канзасе. Нефтяной подземный резервуар приурочен к антиклинали с глубиной залегания примерно 525 м ниже уровня моря; на площади 560 га расположено 53 эксплуатационных скважины. Амплитуда складки около 22,5 м. Фации продуктивного горизонта ИхМеют меняющийся характер и представлены слоями оолитового известняка; при этом различные зоны, видимо, сообщаются друг с другом по вертикальным трещинам. Средняя мощность продуктивной зоны 2,4 ж, а средние значения проницаемости и пористости 105 миллидарси и 11%. Удельный вес добываемой нефти 0,843-0,869.

Забои скважины обрабатывались соляной кислотой для повышения нефтеотдачи. Среднее увеличение добычи вслед за первой обработкой было примерно 300%. Месторождение имело первоначальную газовую шапку. Начальное пластовое давление было 76 ат. Закачка газа была предпринята после падения давления до 29 ат за 4 года эксплуатации и общего отбора 160 000 нефти.

В течение последующих 10 лет было возвращено в пласт через 3-5 нагнетательных скважин 84% отобранного газа с дополнительной нефтедобычей 421120 нефти и 4,1 ат чистого падения давления.

Общая стабилизация давления в течение столь долгого периода указывает на вспомогательную роль частичного внедрения воды, что подтверждается ежедневной добычей 80 воды.

В основном газовые факторы оставались постоянными в течение первых 8 лет возврата газа в пласт, а затем возник заметный подъем газового фактора вслед за увеличением количества нагнетательных скважин в юго-западной части месторождения, где продуктивный горизонт не представлен оолитовым известняком.

Неоднородность продуктивного пласта и высокие газовые факторы до закачки газа вызывали сомнение в успехе проводимых работ, но процесс поддержания давления прошел успешно. Ожидаемая конечная нефтедобыча составляет 720 ООО т. е. на 272 ООО превышает величину ожидавшегося отбора на основании экстраполяции поведения пласта до закачки в него газа.

Это соответствует увеличению нефтеотдачи на 1 га м нефтяного пласта от 330 до 530 м.

Несмотря на маломощность пласта, в нем, повидимому, имело место эффективное разделение газа и нефти по уд. весам так, что нагнетаемый газ оставался в значительной степени заключенным в пласте и способствовал поддержанию нефтенасыщения )знутри продуктивной зоны.

Ниже приводится описание другого процесса поддержания давления закачкой газа в пласт Джонс на месторождении Шюлер, Арканзас. Это месторождение было открыто в конце 1937 г. Залегает оно на глубине 2260-2280 м. К середине 1940 г. оно было полностью разбурено и имело 146 эксплуатационных скважин при площади 8 га на одну скважину.

По 136 скважинам были отобраны керны по всей мощности пласта и проведен подробный электрический и механический ка-роттаж. Нефтяной подземный резервуар приурочен к антиклинальной складке с амплитудой 27-40,5 м. Он имел первоначально небольшую газовую шапку с газонефтяным разделом на глубине 218 м ниже уровня моря и водонефтяным контактом, залегающим от 2111 до 2114 м ниже уровня моря. Проницаемость песчаника переменная - от О до 4000 миллидарси, а ib среднем 335 миллидарси. Средняя пористость 17,6%. Насыщение связанной водой оценивается в 15%. Эффективная мощность песка от О до 21 в среднем 12,5 м. Начальный коэффициент объема пластовой жидкости 1,52. Плотность нефти 0,853 г1см. Начальное пластовое давление 239,4 ат на глубине 2190 м ниже уровня моря. Согласно официальным записям месторождение первоначально содержало 15 840 000 нефти.

На раннем этапе эксплуатации имело место резкое падение давления. Это было связано с относительно большим отбором нефти из восточной части площади по сравнению с местным нефтенасыщением и высокими газовыми факторами, а также с ограниченным отбором нефти на западе, т. е. в результате хищнической разработки.

Нефтяная залежь была объединена для общей эксплуатации, когда уже пластовое давление упало примерно до 104 ат, а средний газовый фактор вырос до 485 mjm. После объединения газовые факторы были снижены до 300 mjm ограничением отборов.

Оставлено было 50 высокодебитных эксплуатационных скважин, а все остальные были закрыты. Возврат 90% отобранного газа был начат в середине 1941 г. с закачкой в шесть скважин на купольной части пласта.

В течение последующих 5 лет была получена стабилизация давления, которая явилась результатом обратной закачки газа в пласт.

Для залежи было произведено теоретическое определение будущего поведения резервуара с применением метода материального баланса и данных соотношения проницаемости, вычислен-

ъых из действительного процесса эксплуатации. Процесс фактической эксплуатации оказался лучше в отношении падения давления и снижения газового фактора, чем теоретически предсказанный. Почти полная стабилизация давления по сравнению с предполагаемым медленным убыванием последнего вызвана воз вратом газа в количестве 90%. Кроме того, наблюдалось некоторое поддержание давления со стороны продвижения краевой воды, так как даже 100% возврат газа сам по себе не мог бы заместить пространства, дренированного от нефти и газа.

Закрытие участка с низким давлением и более истощенной площади сосредоточило отбор нефти на менее истощенной части месторождения, где насыщение нефтью было выше, а газовые факторы соответственно ниже. Если бы продолжалась старая эазработка, то отборы нефти в ограниченной части месторождения привели бы к ускорению падения нефтенасыщения и росту газового фактора. Вероятно, поэтому гравитационное дренирование и отделение газа были эффективны для поддержания нефтенасыщения вниз по падению пласта.

Вшяпяе гравитационного дренирования не учитывалось при выводе теоретического процесса. Отсюда, если данные о соотношении проницаемости были бы правильны, то был бы намечен максимальный рост газового фактора.

Операции по закачке газа привели к положительным результатам. Стоимость операций была существенно снижена удлинением сроков фонтанирования и эксплуатации небольшого числа скважин, через которые извлекались разрешенные отборы.

Увеличение конечной нефтеотдачи сверх рассчитанной при естественном истощении в 5,76 млн. может превысить

3,2 млн. м., запроектированных к моменту начала закачки газа.

Опытная закачка газа в часть антиклинального подземного резервуара Доломит Грэйбург в Западном Тексасе площадью 300 га является примером трудностей, с которыми можно иногда встретиться при осуществлении проектов по поддержанию давления. Продуктивный пласт представлен песчанистым доломитом со средней мощностью 5,4 м из общей толщи коллектора 39 м. Продуктивный горизонт имеет пористость от 8 до 14%, а проницаемость 2-10 миллидарси. Удельный вес нефти колеблется от 0,838 до 0,859. Опыт заключался в превращении одной из 26 эксплуатационных скважин в нагнетательную скважину после того, как давление в пласте упало до 86,7 ат от первоначального значения 122,4 ат. В течение последующих 22 месяцев было закачано в пласт 4 780 ООО газа, после чего нагнетательная скважина была закрыта на б месяцев, а затем вновь открыта как эксплуатационная.

В течение первых 11 месяцев закачки, за которые было возвращено в пласт 1,5 млн. газа, т. е. весь по существу добытый газ, не возникло заметного изменения или реакции в поведении пласта. Затем газовые факторы начали круто возрастать.