ным. При этом принимаем, что перепад давления Дрс=Рк—Рс остается посто янным, равным 5 МПа.
Используя формулу (V.27), получим
QH= 0,85-0,33-108 ( l -— е“ 10-2'40 + Ю-8-40е“ 10~2'40) = = 0,2805 • 108 (1 — 0,6703 — 0,00268) = 9,323 ■10« т.
Начальное содержание нефти в пласте
<?н0= т 0Удлрно = 0,33-10е-0,85 = 28,0510е т.
Следовательно, нефтеотдача за счет сжатия пористой среды
9,323-Ю8 *1 = 28,05-10е = ° > 332-
Дебит одной скважины определим по формуле (V.30). В начале разработ ки месторождения, т. е. при р=ро,
|
6,28 -10-13-20 (1 — е 210 2‘5) |
= 281 |
м3/сут. |
|
<7нсо= |
2 -Ю -з-2-10-3-9,2 |
|||
|
|
|||
Когда |
средневзвешенное пластовое давление |
снизится до р= 10 МПа, дебит |
||
скважины |
|
|
||
9нс —' |
6,28 -10-13-20 (е—2-10-2.40 — е-2-10-2-45 ’ |
|||
2 -10_8-2*10-8-9,2 |
|
= 126 м3/сут. |
||
Как видно из данного примера, только за счет сжатия пород-коллекторов пла ста при снижении средневзвешенного пластового давления с 50 до 10 МПа из пласта будет «выдавлено» 9,323 - 106 т нефти и нефтеотдача составит 0,332. При этом дебит добывающих нефть скважин уменьшится более чем в 2 раза.
П р и м е р V.4. Пусть имеем пласт с чисто трещинной пористостью, обла дающий теми же параметрами, что и рассмотренный в примере V.3 пласт, сложенный терригенными породами. Будем считать (5т= р с. При снижении сред невзвешенного пластового давления с 50 МПа до 10 МПа из пласта будет извлечено количество нефти, вычисляемое по формуле (V.34), а именно:
QH= |
0,85-0,33-108 [(10-8 + |
Ю-18) 40-108 + 10-8 (40-106)2] = 11,38-10е т. |
|
Нефтеотдача при этом составит |
|||
4= |
_0н_ |
11,38-Юв |
0,406. |
^но “ |
28,05-Юв = |
||
Дебит добывающей скважины, эксплуатирующей пласт с трещинной пори стостью, определим по формуле (V.36).
Имеем в начале разработки пласта
9нсо |
3,14- 10~1а-20 [1 — (1 — 10~2-5)4] |
— 273,5 м3/сут. |
2 -10-8*2-10-3-9,2 |
При снижении средневзвешенного пластового давления до 10 МПа получаем
<7нсо= |
3 , 14- 10- 1». 20 [(1 — 10-2• 40)8 — (1 — |
10-2• 45)4] |
2-10-8-2-10“8-9,2 |
= 5 6 ,1 7 м»/сут. |
Как видно из приведенных результатов, количество извле ченной нефти из пласта с трещинной пористостью будет более высоким, чем из пласта, сложенного терригенными породами, при аналогичном снижении средневзвешенного пластового дав-
205
дения. Дебит же скважин вследствие сильной деформации тре щин снижается более значительно в пласте с трещинной порис тостью, чем в пласте с терригенным коллектором.
§ 4 . ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПЛАСТОВ
САНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ
ВСССР накоплен значительный опыт разработки нефтега зовых месторождении как на естественных режимах, так и с
воздействием на пласты посредством заводнения.
Разработка, например, Анастасиевско-Троицкого месторож дения в Краснодарском крае осуществляется с самого начала без воздействия на пласт. Такая разработка действительно, как и следует из теории, потребовала ограничения дебитов добы вающих нефть скважин и, следовательно, разбуривания место рождения по плотной сетке скважин при sc, равном порядка 2—4*10* м2/скв, а также принятия мер по недопущению пере мещения газонефтяного контакта в газонасыщенную часть мес торождения.
Ряд нефтегазовых месторождений и отдельных горизонтов в СССР разрабатываются с использованием барьерного завод нения. Опыт показывает, что при таком заводнении газовые факторы нефтяных скважин уменьшаются почти в 2 раза по сравнению с газовым фактором при разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах.
Однако в результате приобретенного опыта разработки неф тегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений перед нефтяниками возникли две специфичные для этих месторожде ний проблемы.
Первая из них соответствует тем случаям, когда нефтяная часть месторождения представляет собой узкую область, т. е. нефтяную оторочку, и заключается в обеспечении эффективной ее разработки. На такой оторочке оказывается нецелесообраз ным располагать более одного ряда добывающих скважин. При активной законтурной воде добывающие скважины, разрабаты вающие нефтяную оторочку, быстро обводняются. Если же за контурная вода не активна, то при отсутствии барьерного за воднения резко возрастают газовые факторы добывающих нефть скважин. При использовании барьерного заводнения та кие скважины быстро обводняются. Во всех описанных случаях разработки нефтегазовых месторождений с узкими нефтяными оторочками нефтеотдача оказывается низкой. Она составляет 15—20% даже при незначительной вязкости нефти. Нефтяные оторочки с повышенной вязкостью нефти эффективно разраба тывать еще труднее.
Вторая проблема связана, как уже упоминалось, с извлече нием конденсата из шефтегазоконденсатных месторождений. За воднение месторождений, позволяя в принципе повысить кон
денсатоотдачу и нефтеотдачу, не всегда приводит к увеличению общей углеводородоотдачи, так как газоотдача при этом сни жается.
Количество извлекаемых углеводородов из нефтегазокон денсатных месторождений можно увеличить, используя методы комбинированного воздействия на газоконденсатную часть мес торождений путем.закачки в нее газа и воды. Однако проблема достижения наиболее полного извлечения конденсата при об щем повышении углеводородоотдачи все еще остается до кон ца не решенной.
Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с ано мально высоким начальным пластовым давлением, сильно де формирующихся в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, про дуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, воз растает, и поэтому проблема разработки сильно деформирую щихся пористых и трещиноватых коллекторов будет представ лять с каждым годом все больший интерес для нефтяной про мышленности.
Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использова нием физико-химических и особенно тепловых методов разработкш
Контрольные вопросы
1.В каких случаях при разработке нефтегазовых залежей ограничивают дебит скважин? Выведите формулу для опреде ления предельного безгазового дебита скважины.
2.Каким образом можно обеспечивать неподвижность газо нефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей?
3.Какие системы и технологические методы разработки ис пользуют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтега зоконденсатных месторождений?
4.Выведите и объясните систему уравнений для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения методом многокомпонентного материального баланса.
5.Выведите формулу для притока нефти к скважине из сильно деформируемого пласта при экспоненциальной зависи мости проницаемости от перепада давления.
6 . Какие осложнения возникают при разработке месторож
дений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами?
Г л а в а VI
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ
ИГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ
Главная причина невозможности достижения полного вытесне ния нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления.
Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязко стей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть — вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или
глобул нефти, т. е., по сути дела, ее диспергированию. |
|
|||||
Вследствие |
указанных |
причин |
нефть остается |
в пористой |
||
среде |
пластов, |
подвергаемых заводнению, в виде |
пленок на |
|||
зернах |
пород и глобул, |
находящихся в тупиковых |
порах |
или |
||
местах |
пористой среды пластов, |
обойденных водой |
(рис. |
1 1 1 ). |
||
Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии веществорастворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти — в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разра ботки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти пу тем закачки в пласты одних только растворителей, то послед ние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что оставляемое в пластах вещество должно быть доступнее и де шевле нефти. В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Однако это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух, во ду и в определенных условиях природный газ и двуокись угле рода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пласто вых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт возду ха приводит к возникновению совершенно иного процесса из влечения нефти из недр — внутрипластового горения.
В 50-х и начале 60-х гг. было предложено в качестве ве ществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из пластов, применять углеводородные растворители — сжиженный пропан,
208
Рис. 111. Разрез пористой среды: |
|
|
\ 2 |
5 |
4 |
||||||
/ — зерна породы; |
2 — остаточная нефть в |
тупи |
|
|
|||||||
ковой поре; 3 — глобула |
нефти, |
обойденная водой; |
|
|
|||||||
4 — пленочная нефть; |
5 — вода |
|
|
|
|
|
|
||||
газовый конденсат, |
бензин и дру |
|
|
||||||||
гие |
в виде пробок |
или |
оторочек, |
|
|
||||||
подвигаемых по пласту водой или |
|
|
|||||||||
сухим газом. |
|
|
опыты |
показали, |
|
|
|||||
что |
Лабораторные |
|
|
||||||||
в процессе |
|
вытеснения |
нефти |
|
|
||||||
из |
пластов |
неограниченно |
смеши |
|
|
||||||
вающимися |
с |
ней |
веществами — |
|
|
||||||
растворителями |
|
коэффициент |
вы |
|
|
||||||
теснения может |
быть |
доведен |
до |
|
|
||||||
100%. Если |
использовать |
о т о р о ч |
|
сухим газом,, |
|||||||
ки |
р а с т в о р и т е л я , |
продвигаемые по пласту |
|
||||||||
коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ — рас творитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочку растворителя, фактически снижает ся коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.
В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, про рывы его становятся не столь существенными и процесс вытес нения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Этопроисходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях. Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно в определенных физических условиях — до неогра ниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим повы шением пластового давления, опять-таки в определенных физи ческих условиях, оторочка растворителя вообще становится из лишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделив шимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вы теснение нефти из пластов сухим газом в области полной сме шиваемости его с углеводородами нефти получило название п р о ц е с с а в ы т е с н е н и я н е ф т и из п л а с т о в г а з о м в ы с о к о г о д а в л е н и я .
Если оторочка растворителя продвигается вследствие за качки в пласт воды, образуется область совместной фильтра ции растворителя и воды как двух несмешивающихся жидко стей, в результате чего оторочка размазывается по обводнен ной области пласта. В этом случае в пласте существует и об ласть смешения нефти и растворителя, и область несмешива ющихся жидкостей.
14 ю . П. Желтов |
209 |
Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя как и в случае циклического нагнетания газа обуславливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то вязкость нефти в ос новном более высокая, чем растворителя. Поэтому на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следователь но, на образование оторочки необходимого размера будет ока зывать существенное влияние различие вязкостей нефти и раст ворителя.
Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и раство рителя, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.
Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения (V.17) только коэффи циентом диффузии. Оно имеет следующий вид:
(VI.1)
где с — удельная концентрация растворителя в смеси нефть — растворитель; D — коэффициент диффузии; w = vlm (v — ско рость фильтрации; т — пористость).
Под |
к о э ф ф и ц и е н т о м д и ф ф у з и и D понимают комп |
лексный |
коэффициент, учитывающий не только молекулярную |
и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.
Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэф фициент диффузии можно представить в первом приближении в следующем виде:
D = D£ (l-f/C^grad^ic);
DE — D0-\-DK\ |
(VI.2) |
DK= Kww. |
Здесь jic — вязкость смеси двух жидкостей; D0— коэффициент молекулярной диффузии; DK— коэффициент конвективной диф фузии однородной жидкости; /Сш, /Сц — экспериментальные ко эффициенты, учитывающие соответствено конвективную диф фузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.
При движении смешивающихся жидкостей в прямолиней ном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т. е. раство рителя, в нефти можно получить по уравнению (VIЛ). Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, исполь зуем приближенный метод интегральных соотношений. Решение
210