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

менение давления у !водонефтянои границы резервуара r - rf = 32 160 из наблюденных или принятых отборов при известных физических параметрах водоносного резервуара, т. е. проницаемости к, пористости Д мощности h, вязкости воды р, сжимаемости к. Их значения: kjp ==2,65 (дарси/сантипуаз), / = = 0,25; Я = 36,9 -5,3X10-4 на 1 ат.

Полностью пренебрегая участием в замещении отбираемой жидкости упругого расширения остаточной нефти и воды в нефтяном месторождении и свободного газа в юго-восточной части месторождения, приняли, что расход воды из водоносного резервуара равен дебиту добываемой нефти плюс дебит добываемой воды, минус расход от обратной закачки воды в песчаник Вудбайн,

Закачка воды началась в 1938 г. До середины 1947 г. было возвращено обратно в пласт 104 млн. воды, отобранной из месторождения. В течение первой половины 1947 г. более 90% добываемой пластовой воды, порядка 77 тыс. м/сутки, закачивалось в 75 скважин вдоль и вне западной части месторождения. Вначале возврат воды был разработан, как решение проблемы сброса пластовой воды, добываемой вместе с нефтью. Однако, скоро было признано, что возврат воды в пласт имеет благоприятное влияние на поддержание давления в нефтяном резервуаре. Можно считать, что возврат воды снижает чистый отбор жидкости из пласта на соответственное количество закачиваемой воды. Если обозначить отбираемый дебит пластовой жидкости (нетто) из резервуара Qn (т. е. за вычетом закачиваемой воды), то ожидаемое падение давления Лр у начальной водонефтяной границы резервуара выражается

Лр b[QnlgQ + Qii (/) + (Q2 - Qi) J (/ - У + ... +

+ (Q„~Q„ i)/(7-7„ i),

-x„at

Здесь Q - соотношение граничных радиусов водоносного резервуара, имеющее для производимого разбора значение 5, т. е. 160-т-32,1 5;

/ - безразмерное время, равное at/rf, где а=:к (лк.

Отсюда численная зависимость между tut будет

/- 1668 . 10""if (суток);

* Различные значения мощности песчаника, взятые для водоносного и нефтяного подземных резервуаров, исходят из средних данных и не означают прерывности у их общей границы.

/i, 2» t. . . tn означают /, вычисленные при помощи уравнения (3) и соответствующие срокам, когда отбираемые дебиты меняются от к Q2; Q2 Qs Qn к Qn+i; Ь имеет значение 3}л/2лкк\ коэффициент 3 показывает, что действительные дебиты Q относятся лип1Ь к 120° полной цилиндрической системы. Для дебита (нетто) 1,6м/су тки коэффициент Ig и функции J имеют численное значение 130; Ар выражено в долях атмосфер; Хп - корни уравнения 8.6(7) для = 5.

Интересно отметить, что фактическая кривая падения давления следует почти точно подробным подсчетам давления, за исютючеиием незначительных отклонений. Конечное падение давления к началу 1948 г. было на 3,5 ат меньше подсчитанного, если учесть колебания отобранного дебита нефти, так как чистый отбор в течение последних нескольких лет был несколько ниже общей средней.

Самый умеренный подсчет показывает, что в отсутствии закачки воды падение давления в резервуаре было бы на 14 ат выше по сравнению с фактическим положением.

Таким образом, рассмотрение режима месторождения Восточного Тексаса прекрасно иллюстрирует не только механизм перемещения упругой жидкости, но и показывает результат поддержания давления в пласте при помощи закачки, как дополнение к естественному наступлению краевой воды.

Приведенные вычисления изменения давления указывают на возможность получения упрощенных представлений о водоносном резервуаре Вудбайн. Было принято, что все физические и геометрические параметры по крайней мере в комбинациях р/к/г и k/fiJK строго однородны по всему водоносному резервуару. Конечно, имеется какая-то доля вероятности, что эти параметры действительно постоянны по всему песчанику Вудбайн к западу от месторождения Восточный Тексас. Тем не менее какие бы колебания физических параметров пласта не существовали, нас интересуют средние величины, и если последние считать строго постоянными, то их вполне достаточно, чтобы выразить вполне удовлетворительно общее поведение резервуара. Значения k/uy f, h, принятые в вычислении падения давления в месторождении Восточного Тексаса, являются в целом обоснован-НЫ1МИ. Однако в свете общих данных о песчанике Вудбайн допущенная сжимаемость в 5,3 • 10~* на 1 ат примерно в 12 раз выше принятой в таблицах.

Тот факт, что наблюдаемое изменение давления близко совпадало с вычисленными давлениями при использовании этого значения сжимаемости, ни в коем случае не доказывает его количественной справедливости. Если бы мы взяли значение сжимаемости в два раза меньше, то получили бы те же самые результаты при условии, что принятые граничные радиусы водоносного резервуара умножены на /2. Кроме того, при выборе коэффициента переходного времени, указанного в уравнении (3),

была предоставлена известная гибкость. Если сохранять другие физические постоянные пласта в разумных пределах, то ненормально высокая сжимаемость объясняется неустановившимися состояниями пласта.

Высокая эффективная сжимаемость в неустановившихся водонапорных системах может вызываться изменениями в сжимаемости самого водоносного резервуара по мере изменения давления в последнем. Когда гидростатическое давление в нем снижается, структура коллектора воспринимает большую часть нагрузки налегающих слоев. Возникающее сжатие коллектора вызывает вытеснение уносимых жидкостей, эквивалентное простому упругому расширению. Прослойки глин и сланцев в песчаном пласте еще более чувствительны к такому эффекту разгрузки.

Другим объяснением высокого упругого расширения воды является допущение, что по всему водоносному резервуару диспергирован свободный газ. Водоносный резервуар Вудбайн, примыкающий к нефтяному месторождению Восточный Тексас, несомненно, насыщен газом. Поэтому диспергированное состояние последнего следует представлять местными скоплениями газа в более отдаленных частях песчаника, распределенными с некоторой степенью равномерности. Эти скопления могут образовывать небольшие газовые залежи, или газовые шапки нефтяных пластов. Такие залежи разбросаны по всему песчанику Вудбайн к западу от месторождения Восточный Тексас. Для получения результирующей сжимаемости к смесь жидкости с газом должна содержать объемную фракцию х газа:

где Кжу /Сг-сжимаемость отдельных жидких и газовых фаз; при этом растворимость газа в жидкости не учитывается. При давлении 100 ат результирующая сжимаемость в 12 раз выше «нормальной» сжимаемости для воды, составляющей 4,4-10" на 1 ат, может быть получена при объемном содержании в ней свободного газа - 4,8%. Отсюда распределение масс свободного газа, имеющих общий объем 4,8% порового объема песчаника Вудбайн, могло бы объяснить высокий коэффициент сжимаемости воды, характерный для месторождения Восточный Тексас. Общие геологические соображения как будто подтверждают последнее толкование.

8.10. Карбонатные месторождения Смаковер. Нефтяные пласты известняка в Смаковере, Арканзас, послужили основанием для сравнительного изучения водонапорного режима по отношению к обычному резервуару, сложенному песчаной пористой средой. Такое исследование было проведено при помощи электроанализатора. Водоносный резервуар, сложенный известняком