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

ванных месторождений добыча в куб. метрах esl \ га м колебалась от 320 до 1540, в среднем 730; в процентах от начального запаса нефти в пласте - 24 - 78%, в среднем 52%; в процентах порового пространства от 18 до 54%, в среднем 30%, а в процентах остаточного нефтенасыщения от 16 до 59%, в среднем 30%. Очевидно, этот широкий разброс точек показывает, что механизм нефтеотдачи при водонапорном режиме также не связан с точно установленными и особыми параметрами добычи независимо от характеристик пласта. Изучение водонапорных пластов показывает тенденцию к уменьшению остаточного нефтенасыщения с ростом проницаемости, уменьшением вязкости нефти и сохранением пластового давления в течение всего периода разработки.

В противоположность пластам, работающим при режиме растворенного газа, вполне законченная теория для описания добычи из пласта при водонапорном режиме, которая автоматически показывает конечное нефтенасыщение его в момент прекращения эксплуатации, отсутствует. Коэффициент нефтеотдачи вводится независимо и выражается остаточным нефтенасыщением, предполагаемым для продуктивной площади, затопленной водой. Применение зависимости «проницаемость - насьпцение» для продуктивного пласта показывает, очевидно, остаточное нефтенасыщение, когда водонефтяной фактор достигает запроектированной величины ко времени прекращения эксплуатации, но этот прием имеет сомнительное значение; он относится только к одновременному течению подвижньус нефти и воды. Однако процесс микроскопического выталкивания нефти из увлажненных песков водой над водонефтяными переходными зонами осуществляется, по всей вероятности, продвижением «фронта» нефть - вода, за которым нефтенасыщение практически немедленно снижается до состояния исчезаюшей проницаемости и прерывного распределения. Именно это остаточное нефтенасыщение, определяемое микрогеометрией и капиллярными свойствами породы и жидкостей, является критерием местной суммарной нефтеотдачи. Общий отбор жидкости из пласта дает это значение, уменьшенное вследствие неполной отмывки породы, в момент забрасывания пласта. Оно связано с геометрическим вытеснением нефти и разной степенью обводнения различных участков пласта, вызванного слоистостью проницаемости коллектора и его неоднородностью.

Для пластов с гравитационным дренированием имеется очень мало промысловых данных, поддающихся истолкованию, так что приходится прибегать к общим соображениям.

Гравитационное дренирование представляет процесс перемещения нефти вниз по структуре пласта под действием силы тяжести. Оно продолжается до тех пор, пока не будет встречено сопротивление со стороны градиентов давления и пока проницаемость для нефти не упадет до нуля.

Это может наступить, когда нефтенасыщение снизится на-

столько, что нефть в пласте будет представлена прерывным распределением. Указанное остаточное нефтенасыщение должно иметь тот же порядок цифр, что и соответствующая величина, ограничивающая вытеснение нефти при"заводнении пластов.

Отсюда суммарная добыча нефти при гравитационном дренировании и расширении газовой шапки должна при благоприятных обстоятельствах сравняться с добычей из пластов с водонапорным режимом.

Независимо от механизма нефтеотдачи до сих пор не уста-нонлено, что эти процессы локальны и по существу реагируют на темп отбора жидкости при эксплуатации. В естественных условиях обычно наблюдается косвенное влияние этого явления, которое заключается в том, что избыточные скорости отборов в сочетании с экономическими факторами приводят часто к пониженной суммарной нефтеотдаче, а при ограниченной скорости отборов - к повышенной добыче нефти. В пластах с энергией газа, где существует потенциальный источник повышения добычи нефти в виде гравитационного дренирования или обводнения краевой водой, участие последних сил возрастает при пониженных скоростях отборов. Высокие дебиты скважин в водонапорных пластах приводят к быстрому падению давления даже при равной суммарной нефтеотдаче, сокращают срок фонтанирования, повышают эксплуатационные расходы и вызывают забрасывание месторождения при низких значениях суммарной добычи нефти. Кроме того, остаточное нефтенасыщение в затопленных пластах при низком давлении составляет больший эквивалент дегазированной нефти, чем нефть, оставшаяся в пласте при да влении, с высоким коэффициентом пластового объема.

Если скорости отбора в пластах с гравитационным дренированием не контролируются, то нефтенасыщение и проницаемость для нефти в нефтяной зоне могут настолько снизиться, что значительно уменьшат гравитационное дренирование по склонам пласта.

Затрудняется также предотвращение коиусообразования газа и прорыва газа в скважины в процессе эксплуатации, а также выделение его из газовой шапки.

Помимо этого, нефтенасыщение в расширившейся газовой шапке при остаточном низком давлении эквивалентно большему объему дегазированной нефти по сравнению с условиями, когда нефть осталась в пласте при высоком давлении, возникающем в результате низких скоростей отбора и при малых значениях газонефтяного фактора.

Прежде чем оценить экономически пласт в целом, необходимо вычислить коэффициент нефтеотдачи и перевести его в эквивалентную нефтеотдачу. Когда известен коэффициент нефтеотдачи в кубометрах на 1 га м, то суммарная нефтедобыча составляет произведение этого коэффициента на общий объем пласта в га-метрах.

Эта формула требует определения продуктивной площади и эффективной мощности нефтяного горизонта. Продуктивная площадь в конечном счете определяется разработкой месторождения и сухими скважинами, пробуренными за контурами месторождения. Общая мощность нефтяного горизонта обычно устанавливается электрокароттажем, кернами и изучением геологического разреза. Однако различие между «эффективной» и «неэффективной» зонами нефтеносного горизонта подвергается часто сомнению. Установление нижнего предела проницаемости для разделов пласта, которые, вероятно, не принимают заметного участия в нефтеотдаче произвольно. Для этой цели не существует никакой фор1мулы, и выбор делается на основе «здравого смысла».

Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах порового пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. В последнем случае общее содержание начальной нефти в недрах можно определить, непосредственно прилагая метод материального баланса к наблюдениям за режимом пласта.

Физика нефтяного пласта не является еще в настоящее время «завершенной» наукой. Общие физические принципы, лежащие в основе ее, довольно хорошо установлены. Она имеет достаточное практическое применение для определения обоснованности ее выводов.

Выводы, которые можно получить теоретическим путем относительно пластов и их режима, необходимо тщательно отработать. Надо подчеркнуть, что на данном этапе развития физики пласта любое сделанное обобщение представляет скорее возможность или вероятность, чем хорошо установленные описания пластов, встречающихся на практике. Вероятность того, что любой гипотетический пласт, созданный для экспериментальных целей, может повториться на практике, чрезвычайно мала.

Помимо своей сложности, физика нефтяного пласта связана со многими специфическими нерешенными задачами. Одной из наиболее серьезных проблем является теория неоднородных пластов. Общее статистическое осреднение в эквивалентные однородные системы во многом отношении, несомненно, достаточны Однако переходные состояния, которые приводят к дифференциальному истощению отдельных участков общего пласта с раз-