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

ном« растворе, и 850 образцов керна, отобранного при промывке скважин обычным глинистым раствором. Согласно имеющимся данным, по пласту Дх Туймазинского месторождения средняя величина остаточной нефтенасыщенности пластовых условиях оказалась равной s„b = 0,27. На рис. 87 ей соответствуют коэффициент вытеснения нефти водой = 0,67, коэффициент водонасыщенности Sn = 0,126, На Арланском месторождении для неокислеиной нефти средняя величина остаточной нефтенасыщенности в пластовых условиях оказалась равной sb = 0,311, на кривой рис. 88 ей соответствуют коэффициенты: Рвн = 0,55; = 0,286; nif, = 0,22. С учетом окисленной нефти средняя величина коэффициента вытеснения равна примерно 0,5.

Полученные значения коэффициента вытеснения относятся к лито-логическим разностям, у которых фазовая проницаемость для нефти больше нуля. При полном охвате водой, вытесняющей нефть, коэффициент вытеснения нефти водой численно равен коэффициенту нефтеотдачи.

Если по лабораторным данным фазовая проницаемость для нефти в таком керне больше нуля, то отсутствие в нем признаков промывочной жидкости свидетельствует о том, что коэффициент охвата в данном случае равен нулю.

Для определения величины коэффициента охвата необходимо установить начальную нефтенасыщенность (в пластовых условиях) керна, характеризующего продуктивные отложения, в которых по лабораторным данным фазовая проницаемость для нефти больше нуля. Затем надо определить нефтенасыщенность керна, промытого фильтратом глинистого раствора или водой. На основании этих данных оценивают коэффициент охвата литологических разностей по разрезу промывочной жидкостью в процессе вскрытия пласта и отбора керна:

Ьохв = 4а- (378)

где hi, mi и si - соответственно мощность, пористость и нефтенасыщенность литологических разностей по керну, промытому фильтратом глинистого раствора или водой; h, nii и si - мощность, пористость и нефтенасыщенность литологических разностей, для которых фазовая проницаемость для нефти больше нуля, включая и разности, по которым керн оказался промытым в процессе вскрытия пласта.

Произведение коэффициентов вытеснения и охвата дает коэффициент нефтеотдачи по разрезу. Такая оц«нка коэффициентов охвата и вытеснения может быть выполнена по любой скважине, если в процессе анализа кернового материала по оценочным скважинам выявлены связь между пористостью и нефтенасыщенностью (водонасыщенностью) и граница пористости, при которой керн промывается фильтратом раствора.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НА РЕЖИМАХ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ГАЗОВОЙ ШАПКИ

Величина коэффициента нефтеотдачи коллекторов зависит от режима разработки залежи. Так, при режиме растворенного газа нефтеотдача пластов, представленных терригенными коллекторами, может достигать 25-30% [147]. Согласцо исследованиям Маскета и Ботсета при водосодержании кернов, не превышаюш;ем 60% от объема пор, вытеснение воды пз кернов прп режиме растворенного газа не происходит. Таким образом, можно считать, что если при эксплуатации нефтяного пласта на режиме растворенного газа добывается чистая нефть, то водосодержание керна при необходимых условиях отбора и подъема его на поверхность соответствует водосодержанию пласта.

Нефтеотдача пласта при режиме растворенного газа когда весь газ находится в растворенном состоянии, может быть определена по формуле

Р- = Ц (379)

где Sb - водонасыщенность коллекторов; Rg - объемный коэффициент воды (может быть принят равным 1); - нефтенасыщенность коллекторов; b - объемный коэффициент нефти.

Параметры насыщенности, входящие в эту формулу, могут быть определены по керну. Степень точности определения нефтеотдачи пластов при режиме растворенного газа по формуле (379) в значительной мере зависит от условий отбора керна и забойных проб нефти. Для получения истинных значений водонефтенасыщенности кернов необходимо, чтобы промывочная жидкость не проникла в нефтяной пласт в процессе его вскрытия и чтобы при подъеме керна из скважины на поверхность вытеснение нефти не превышало велнчхгаы вытеснения, характеризующего нефтеотдачу данного пласта.

Согласно исследованиям Маскета и Ботсета эти условия могут быть соблюдены в том случае, еслп скбрость падения давления в керне в процессе его подъема не будет превышать 0,07-0,01 кгс/мин.

Нефтеотдача пластов, эксплуатируемых при режиме газовой шапки, в том числе при поддержании в газонасыщенной зоне давления, должна быть такою же, как и при газовой репрессии, так как характер вытеснения нефти из пласта в том и другом случае один и тот же.

Коэффициент полного вытеснения нефти из пласта прп режиме pacTJBopeHHoro газа, газовой шапкп и газовой репресспп определится выражением

где Рп - коэффициент полного вытеснения нефти; pi - количество вытесненной из пласта нефтп при режиме растворенного газа; Рг -

количество извлекаемой нефти при режиме газовой шапки и газовой penpeccjiH.

Таким образом, для определения коэффициентов дополнительной и полной нефтеотдачи при режиме газовой шапки и применения газовой репрессии необходимо знать остаточную нефтенасыщенность при режиме растворенного газа, а также дополнительное количество нефти, извлекаемое npji режимах газовой шапки и применения газовой репрессии [147]. Последнее можно определить по остаточной нефтенасыщенности керна, извлекаемого в конце эксплуатации залежи, илп по данным лабораторных исследований иа керне с моделированием процессов вытеснения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ЖИДКИМ ПРОПАНОМ

Использование жидкого пропана в качестве вытесняющего агента может оказаться успешным не только при эксплуатации низко-проницаемых и обводненных пластов, но и при разработке водоплавающих залежей, что очень важно, так как из-за неограниченного притока подошвенной воды отбор иефти из них сопряжен с большими трудностями.

Для определения нефтеотдачи пласта прежде всего необходимо знать его начальную водонасыщенность. Если пропан закачивают в пласт, содержащий неподвижную погребенную воду, то его начальная водонефтенасыщенность может быть определена по анализу кернов, отобранных на безводном битумном растворе [133]. При закачке пропана в обводненный или частично обводненный пласт истинное значение водонефтенасыщенности по анализу кернов определить нельзя. При отборе керна на воде или обычном глинистом растворе из него вымывается подвижная часть нефти, и в этом случае определяется заниженная нефтенасыщенность пласта, т. е. предельная нефтеотдача при вытеснении нефти водой. При отборе же керна на битумном растворе в керн проникает соляровое масло из раствора, и нефтенасыщенность керна завышается.

Таким образом, ист1шную водонефтенасыщенность обводненного пласта и пласта, содержащего такое количество погребенной воды, при котором она становится подвижной, по керцовому материалу определить нельзя. Возможности использования геофизических методов для определения водонефтенасыщенности таких пластов пока еще недостаточно изучены.

Ввиду того что мы не можем определить коэффициент текущей водонасыщенности пласта, нельзя определить и действительную нефтеотдачу. По конечному коэффициенту водонасыщенности определяется только предельная нефтеотдача прн вытеснении нефти водой по формуле [117]

p = -55j (381)

где Sb и s - соответственно коэффициент начальной и текущей (или конечной) водонасыщенности пласта.