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

Следует учитывать, что при определении нефтеотдачи на участке, занятом пропаном, основной объем пор заполнен пропаном, но в порах пласта имеются вода и остаточная нефть. На участке, из которого пропановая оторочка вытеснена сухим газом с водой или водой, содержится много воды, остаточное количество сухого газа или жидкого пропана и некоторое количество нефти. В обоих случаях геофизические способы определения водонефтенасыщенности и нефтеотдачи неприменимы из-за присутствия в пласте пропана и сухого газа, завышающих остаточную нефтенасыщенность. Нельзя для этой цели использовать керн, отобранный при промывке скважин битумным раствором, так как из-за проникновения солярового масла нефтенасыщенность его еще более завышена, чем при геофизических измерениях.

При отборе керна на воде или обычном глинистом растворе керн насыщен водой или фильтратом глинистого раствора и остаточной нефтью, а пропан при подъеме керна на поверхность испаряется. Если известна первоначальная водонефтенасыщенность пласта, то по этому керну можно определить предельную нефтеотдачу. Для этого лучше отобрать керн из обводненной части пласта, после прохождения пропановой оторочки.

Итак, из-за отсутствия проверенного метода определения водонасыщенности пласта, содержащего подвижную воду, затруднено определение нефтеотдачи пласта при пропановой репрессии. Поэтому оценить экономические преимущества применения пропана вместо воды для предельной нефтеотдачи можно только по керну.

Процесс вытеснения нефти из пласта пропаном должен влиять не только на полноту извлечения из пласта нефти, но и на приток воды. При вытеснении нефти пропаном капиллярное давление возникает только на границе пропана с водой, содержащейся в пласте, а на границе с нефтью оно равно нулю. Поэтому нефть из пористой среды должна вытесняться пропаном при любых перепадах давления, и конечная нефтеотдача проточных пор должна быть практически полной.

Вода вытесняется только тогда, когда перепад давления превышает величину капиллярных сил на границе пропан - вода. Следовательно, при вытеснении нефти пропаном из водонасыщенного пласта должна существовать такая граница автомодельности, ниже которой вытесненное количество воды окажется минимальным, а выше - максимальным. Установление такой границы имеет практическое значение для эксплуатации сильно обводненных и водоплавающих залежей. Эксплуатация подобных залежей ниже этой границы, возможно, приведет не только к уменьшению отбора воды, но и окажется экономически выгодной.

Движение смешивающихся жидкостей, в том числе пропана и нефти, в капиллярных системах близко к труйно-параболическому распределению скоростей. Поэтому нефтеотдача в беспропановый период в зависимости от соотношения вязкостей нефти и пропана и степени микронеоднородности пористой среды может составлять

от нескольких до 40-50%. Остальное количество нефти вытесиится из пористой среды в смеси с пропаном, причем полпота ее извлечения будет определяться размерами пропановой оторочки [117].

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА КЕРНА И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИХ ДЛЯ ВЫБОРА

ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

С целью оценки начальной нефтенасыщенностн и возможной нефтеотдачи па ряде площадей были пробурены скважины с полным отбором керна из нефтеносных отложений при промывке раствором па нефтяной основе. По результатам статистической обработки результатов анализа керна определяли корреляционные зависимости между начальной водонасыщенностью керна п его пористостью и проницаемостью. Одновременно находили формулы, аппроксимирующие эти зависимости.

На рис. 79 можно видеть, что для различных коллекторов и залежей иефти и газа эти зависимости различны. Поэтому для каждого месторождения необходимо бурение оценочных скважин с полным выпосом керна при промывке нефильтрующимся безводным извест-ково-битумным раствором. Обработка результатов анализа керна позволит выявить корреляционные связп между параметрами и определить нижний предел пористости,и проницаемости коллекторов.

Таким путем было установлено, что нижний предел пористости для пласта Д1 девонских отложений Туймазинского месторождения равен 5%, для угленосных отложений Арланского месторождения - 12%, для хадумских отложений Пелагиадинского газового месторождения - 19% и т. д. Проницаемость, соответствующая этим значениям пористости, по пласту Дг равна 0,15 мД, по угленосным отложениям Арланского месторождения - 1 мД. Из этих данных следует, что нижний предел пористости коллекторов при оценке абсолютных запасов нефти и газа в залежах различных месторождений может отличаться в несколько раз. Поэтому использование аналогичных материалов других месторождений вместо информации, которая может быть получена при проводке оценочных скважин по каждому месторождению, чревато возможностью существенных просчетов в оценке запасов нефти и газа в залежах.

Рассмотрим возможность оценки нефтеотдачи пласта по результатам анализа керна. Разработка Арланского месторождения ведется прп упруговодонапорном режиме с поддержанием пластового давления. Согласно исследованиям В. М. Березина [22], фазовая проницаемость для нефти равна пулю при водонасыщенности 75%, которой по кривой (см. рис. 72) соответствует пористость около 17?. Средняя остаточная нефтенасыщенность в керне с пористостью около 17%, поднятом из скважин при промывке глинистым раствором, оказалась равной 0,229. Произведение коэффициента объемного расширения иефти Арланского месторождения иа остаточную нефтенасыщенность равно 0,311. На рис. 88 этому значению соответствует

коэффициент вытеснения равный 0,55. Тогда начальная водонасыщенность равна 0,286, что соответствует пористости 0,22 (см. рис. 72). Если учесть образцы, содержащие микровключения окисленной нефти, то величина коэффициента вытеснения получится равной Рзн = 0,498.

По данным БашНИПИнефть, коэффициент нефтеотдачи промытой части VI пласта Ашитовского участка Арланского месторождения составляет 0,485 [238]. Аналопгчную оценку можно выполнить для других месторождений с учетом режима эксплуатации. Например, основные запасы тяжелой нефти на Ахтырско-Бугундырской площади приурочены к песчаным коллекторам эльбурганскпх отложений. Для подсчета извлекаемых запасов в этих отложениях коэффициент нефтеотдачи был принят равным 0,2. Выбор способа увеличения нефтеотдачи зависит не только от коллекторских свойств отложений, но и от свойств насыщающей их нефти и характера обводненности.

Нефть этой залежи имеет плотность р = 0,971, начальный газовый фактор около 7 м*/т. В настоящее время нефть в пласте практически дегазирована. Вязкость нефти при температурах от 40 до 100° С колеблется в пределах от 1140 до 22 сП. Из функциональной зависимости вязкости нефти от температуры расчетным путем получено значение вязкости нефти 34 ООО сП при температуре пласта 17,5° С. Текущее пластовое давление ориентировочно составляет 25-30 кгс/см2.

Фактические и расчетные данные по дебитам скважин свидетельствуют о том, что основная масса нефти поступает из пласта в скважины по трещинам. Некоторое количество ее поступало также из пор в результате выделения гайа. Но вследствие высокой вязкости нефти и малого газового фактора пористую часть рассматриваемого коллектора можно считать далеко невыработанной.

Обводненность нефти достигала 75%. Как показали расчеты, основная масса воды движется по трещинам. По притоку воды и нефти можно оценить коэффициент трещиноватости, среднюю раскрытость трещин по формуле Дюпюи и среднесуточную производительность скважины при снижении вязкости нефти до 1 сП. В таких условиях нефтеотдача может быть повышена только путем снижения вязкости нефти до вязкости воды, что возможно при повышении температуры пласта до 250° С. При этом вода перейдет в парообразное состояние.

Более полное вытеснение тяжелой нефти на Ахтырско-Бугундырской площади в настоящее время возможно только при использовании пара или воздуха с высокой температурой или применении внутрипластового горения.

Подобный детальный анализ керна и промысловых данных по каждой залежи нефти или газа дает возможность правильно оценить оптимальный вариант разработки месторождения с максимально возможной нефтеотдачей пласта.