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

проницаемые пропластки, которые подвергаются некоторому истощению или заводнению. Эта нефтеотдача происходит намного медленнее, чем из высокопроницаемых зон. Однако нижний предел проницаемости породы для включения ее в «эффективную» мощность должен быть все же очень мал. Кроме того, при установлении нижних пределов проницаемости продуктивного коллектора необходимо обратить внимание на механизм пластового режима и на возможность последующей закачки воды или газа извне в залежь в процессе дальнейшей ее разработки.

При установлении размеров продуктивной площади необходимо учитывать также потенциальную добычу из непродуктивных, на первый взгляд, отделов пласта. Продуктивная площадь не должна сводиться только к участкам, отводимым под эксплуатационные скважины. У контуров нефтяного пласта обычно эасположена площадь со средней эффективной мощностью продуктивного горизонта слишком незначительной, чтобы обеспечить высокую эффективность бурения. Однако нефть с этой площади может дренироваться в приконтурные эксплуатационные скважины. Поэтому следует учитывать эту площадь как часть продуктивной формации, хотя впоследствии можно принять низкое средневзвешенное значение нефтеотдачи с этих участков вследствие их ограниченной мощности и значительного расстояния от эксплуатационных скважин. Чтобы перевести коэффициент нефтеотдачи, выраженный частью порового пространства, в эквивалентную суммарную добычу нефти, следует определить среднюю пористость коллектора, а также общий продуктивный объем пласта. Тогда

Суммарная добыча (м) = FAhf, (2)

где / - пористость; F - коэффициент нефтеотдачи в долях порового пространства. Так как / составляет среднюю пористость эффективного нефтяного горизонта, то определение величины последнего в сочетании с соответствующими данными анализа керна дает необходимые значения для уравнения (2).

Когда коэффициент нефтеотдачи F выражен конечным содержанием свободного газа, что соответствует режиму «растворенного газа», то суммарная добыча может быть вычислена при помощи выражения

Ahf,

где 3-насыщение связанной воды; ft - коэффициент начального пластового объема пластовой нефти; ft-значение этого коэффициента при забросе месторождения. Предполагается также, что связанная вода не извлекается при эксплуатации й в процессе разработки залежи в нее не наблюдалось поступления краевой воды. А, h и f имеют значение из уравнения (1) и (2).

Определение истинного насыщения нефтяного пласта связанной водой характеризовалось ранее серьезнымп трудностями. Однако теперь можно установить значение довольно удовлетворительно, по крайней мере для отдельных кернов, при помощи отбора их раствором на нефтяной основе и экспериментов с капиллярным давлением. Начальный коэффициент пластового объема нефти ft может быть замерен из экспериментов с р - V - Т над пробами, взятыми с забоя, или рекомбинированными сепараторными образцами нефти, ft зависит от давления, принятого для конечного, экономически возможного состояния истощения пласта. Часто можно оценить это давление на пределе заброса до 7 аг, учитывая глубину залегания пласта и начальные потенциалы скважин, а также проницаемость и мощность продуктивного пласта. Соответствующая погрешность ве-личршы ft не превышает связанной с комплексным значением других членов уравнения (3).

Использование остаточного нефтенасыщения как критерия коэффициента нефтеотдачи F удобно при оценке пластов с водонапорным режимом или гравитационным дренированием, но и оно требует знания основных данных, как и уравнение (3). В последнем случае формула, выражающая суммарную добычу нефти, будет

(1)

В отношении значения ft для водонапорных пластов имеется больше неопределенности, чем для пластов с энергией газа, но погрешности, вызванные ошибками в ft, пропорциональны остаточному нефтенасыщению в обоих случаях и отсюда имеют равные последствия как для уравнения (4), так и для уравнения (3).

Коэффициент нефтеотдачи F в долях начального запаса дегазированной нефти в недрах означает суммарную добычу, полученную из выражения

Суммарная добыча [м) =г ----. (5)

Это выражение не требует новых данных по сравнению с принятыми в уравнении (3) и (4). При использовании коэффициента нефтеотдачи содержание начального запаса нефти в пласте может быть определено при благоприятных условиях независимо, применяя уравнение материального баланса, хотя последний часто имеет неопределенное истолкование. Однако в пластах с режимом «растворенного газа», где величина имеющейся газовой шапки может быть определена, по крайней мере, относительно объема нефтяной зоны, метод материального баланса дает точные оценки объема нефти в пласте. Этот метод является ценным для известняковых или доломитовых пластов.

где точное определение отдельных членов в уравнении (5), связанных с породой коллектора, может быть особенно затруднительным.

Применение единых значений для различных физических параметров и коэффициентов нефтеотдачи в указанных уравнениях не налагает условия, что они являются идентичными для всех частей общего пласта. При оценке пласта удобно пользоваться средними характеристиками и коэффициентами нефтеотдачи, которые можно непосредственно подставить в уравнения (1) - (5).

Однако установление этих средних данных составляет одну из самых трудных сторон анализа пласта. Наиболее просты случаем осреднения являются определения эффективного объема массы пласта, выраженного комплексным фактором Ah, и начального коэффициента пластового объема нефти.

Определение пористости обычно не представляет большой трудности, если получены хорошие керны из пласта. Однако насыщение породы связанной водой, величина которого используется в уравнении (2) - (5) для определения начального нефтенасыщения, требует независимого осреднения, которое покоится на данных, значительно менее полных и удовлетворительных, чем это можно получить для пористости. Наконец, сами коэффициенты нефтеотдачи поддаются с таким трудом точной формулировке даже в идеальных условиях, что вряд ли можно рекомендовать попытку их дифференциации для разных частей пласта.

11.13. Основные задачи физики нефтяного пласта. Подходя со строго научной точки зрения, следует заметить, что материал в настоящей книге вряд ли настолько выкристаллизовался, чтобы рассматривать трактуемый предмет как объект науки. Фактически все рассматриваемые аналргтические и численные соображения были ограничены «идеальными» системами, которые никогда не наблюдаются на практике.

Возможно, что ни в какой другой области науки объект ее с точки зрения количественного анализа не поддается определению с таким трудом, как в физике или технологии нефтяного пласта.

Каждый «образец» естественного пласта представляет сам со себе бесконечную сложность и ансамбль всех известных до сих пор или подлежащих открытию явлений. Фактически все эксперименты над естественными пластами необратимы в термодинамическом смысле и по существу разрушают образец в отношении его основных параметров, определяющих состояние пласта до эксперимента. Отдельные экспериментальные наблюдения не поддаются повторению, воспроизводимости испытаний или установлению систематической зависимости причины и следствия.

Вследствие непостоянства образцов, присущего всем нефтеносным пластам, изучение их не дает обобщенных и универсально применимых количественных выводов. Нет двух естествен-