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

а пластовое давление стремительно падать. Эти явления были связаны с резким увеличением дебита скважин.

Причину этих явлений можно обосновать, если принять пластовую породу за комплекс плотной массивной матрицы, по которой рассеяна непрерывная и сообщающаяся между собой система трещин. Внезапный рост дебита, выходящий за пределы питательной способности порового пространства породы, привел к ненормально быстрому истощению системы трещин и развитию высоких газовых факторов. Если бы закачку газа не прекратили, то дальнейший рост газового фактора привел бы к прорыву закачиваемого газа по лишенным пластовой жидкости трещинам.

Закачка газа по этому проекту показала, что в течение всего периода осуществления процесса, до тех пор, пока газовый фактор не вернулся к нормальной своей величине, количество газа, отобранного из залежи, было на 8,7 млн. больше, чем было подсчитано до закачки газа. Эта величина превышает количество закачанного газа на 4 млн. м.

Полученный результат можно объяснить повышением скорости нефтеотдачи в течение второй половины закачки газа, а также медленной отдачей из порового пространства в систему трещин с избыточным истощением. Точная оценка этого проекта закачки газа сомнительна и вряд ли можно считать ее успешной.

Последний пример поддержания давления посредством закачки газа относится к нефтяному месторождению Канал в Калифорнии. Оно было открыто в 1937 г. и разработка его завершена при уплотнении 8 га на скважину в 1941 г. Месторождение представляет собой удлиненный купол; оно залегает на глубине 2340 ниже уровня моря с амплитудой складки около 45 м. Нефтяной коллектор состоит из песка, занимающего площадь 440 га; песок переменного состава с прослойками глинистого сланца. Проницаемость имеет большую изменчивость от скважины к скважине; она колеблется от 10 до 1000 миллидарси, составляя в среднем около 200 миллидарси: Пористость в среднем 22% и колеблется от 15 до 32%. Насыщение связанной 1В0Д0Й оценивается н 38%. Начальное давление соста вляло 241,5 ат. В месторождении первоначально не было газовой шапки. Давление насыщения было 180 ат, растворимость газа 135 м/м, коэффициент пластового объема нефти 1,29 при пластовой температуре 99° С.

Во время предварительных испытаний газ нагнетался в скважину, расположенную на гребне купола. Другая нагнетательная скважина находилась на крыле. В 1943 г. закачка газа началась через третью скважину на другом крыле пласта, против второй скважины. Общая закачка газа к 1946 г. достигла 400 млн. м>.

Интересной особенностью при этих операциях было применение индикаторов (этилмеркаптанов). После меркаптана закачивался газ, чтобы следить за движением индикатора по пласту. Через б мес. этилмеркаптан был обнаружен в соседней скважине на расстоянии около 280 м. В течение года индикатор был

замечен в другой скважине на таком же расстоянии и в третьей скважине на расстоянии в два раза большем. В начале 1943 г. 17 нефтяных скважин выделяли газ, содержащий этилмеркаптан. В связи с ограниченной суммарной закачкой газа в течение этого периода появление индикатора в эксплуатационных скважинах показывает, что газ скорее проходит через пропластки с высокой проницаемостью, чем осуществляет равномерное проталкивание нефти через пески в целом. Резкий подъем газовых факторов с 1942 г. также показателен для рассеивающего действия газа при проталкивании нефти.

Несмотря на то, что нагнетаемого газа было недостаточно для полной замены отбираемого газа и нефти, записи показывают на существенное поддержание пластового давления. Это может объясняться наступлением краевой воды, хотя аналив материального баланса не был окончательно выведен, или же перераспределением давления и истощения в различных зонах продуктивного пласта, что вызвало недостоверные наблюдения 4371, пластовым давлением. Экоплуатационная производительность и дебиты месторождения в целом поддерживались на удовлетворительном уровне, хотя это было в значительной степени ограничено скважинами, находившимися вверх по восстанию пласта.

Скважины, расположенные вниз по падению пласта, казалось, не подвергались никакому воздействию; давление и нефтеотдача в них снижались, как-будто закачка газа в пласте полностью отсутствует.

7.13. Общие замечания по закачке газа. Промысловые примеры, рассмотренные в предыдущем параграфе, показывают, что закачка газа в пласт при некоторых условиях может привести к суш.ественному увеличению нефтедобычи. Важно уяснить факторы, определяющие течение процесса и успех операций по нагнетанию газа.

Из теоретических разборов в параграфах 7.7 и 7.8 видно, что при расчете нефтедобычи в связи с закачкой газа, исходя из уравнения 7.7(2) или его эквивалента, всегда получают большое увеличение нефтедобычи. Казалось бы, закачка газа должна быть желательной и выгодной операцией. Однако с практической точки зрения любые такие операции (как закачка газа), которые требуют значительного капиталовложения я стоимости операций, должны оцениваться с точки зрения необходимости и экономической целесообразности.

Что касается закачки газа, то в ней, например, нет необходимости, если механизм нефтеотдачи связан с полным замещением нефти краевой водой при отсутствии первоначальной газо-

1 Если продуктивный пласт существенно изотропен и под ним залегает подошвенная пластовая вода, то поддержание давления посредством закачки газа может служить средством предупреждения затопления водой и преждевременного заводнения эксплуатационных скважин.

вой шапки. Эффективность вытеснения нефти водой всегда выше, чем газом, если только насыщение пласта связанной водой не высоко. Однако, если месторождение имеет первоначальную газовую шапку, а падение пластового давления таково, что поступление краевой воды превышает текущие отборы то возникает опасность, что нефть может быть вытеснена в газовую шапку. Поступление нефти в газовую шапку вызовет насыщение ее нефтью, и газовая шапка становится как бы нефтяной зоной. Даже если этот участок пласта впоследствии будет залит наступающей водой, в нем останется 20-30% остаточной нефти. Гхли газовая шапка вначале была «сухой», с нулевым или пренебрежимо малым нефтенасыщением, то после ее обводнения в результате вторжения краевой воды неизвлекаемая нефть в ней представляет определенную потерю. Отсюда, если нельзя эффективно воспрепятствовать /перемещению нефти в газовую шапку при помощи регулиро1вания величины и распределения нефтеотдачи, то закачка газа в газовую шапку может оправдать себя даже тогда, когда скорость поступления краевой воды достаточна для замещения отбора пластовой жидкости.

Наиболее обычным условием для закачки газа является нефтеотдача пласта при использовании энергии газа и при отсутствии существенного действия гидравлического напора. В таких случаях идеальная трактовка, принятая в параграфах 7.7 и 7.8, всегда оправдывает закачку газа из-за удлинения периода фонтанирования, в результате поддержания пластового давления, а также роста конечной нефтеотдачи. Однако лежащая в основе аналитической тра.ктоеки полностью однородная и завномерная пластовая порода никогда не встречается на практике. Именно однородность продуктивного пласта представляет регулирующий фактор для определения степени, при которой действительный режим пласта может приблизиться к теоретическим предсказаниям.

В месторождениях, сложенных песчаником, отклонения от строгой однородности пластов обусловлены линзовидным залеганием и отсутствием непрерывности в продуктивном пласте, или же изменчивостью проницаемости. Первое обстоятельство вызывает неправильрюе распределение нагнетаемого газа внутри пласта, а также неравномерное и неэффективное вытеснение нефти из него. Второй фактор приводит к распространению нагнетаемого газа в более проницаемых слоях без эффективного охвата малопроницаемых плотных зон.

Если только высокопроницаемые зоны пласта не отделены от менее проницаемых слоев барьерами, препятствующими течению нефти по вертикали, и не изолированы, то закачка газа может превратиться в циклическое продувание газа сквозь пласты.

В месторождениях, где предполагаются такие условия, закачку газа следует предпринимать лишь после детального и полного изучения физических свойств коллекторов и подсчетов ожидаемой нефтеотдачи.