WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 8 | 9 || 11 |

«PHYSICAL PRINCIPLES OF OIL P R O D U C T I O N By MORRIS MUSK AT, Ph. D First Edition NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1 94 9 М. Маскет ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ...»

-- [ Страница 10 ] --

(1) Глава Уравнение (1) обычно применяется для исчисления добычи конденсата. Если У принять за эффективность вытеснения жирного газа вплоть до прекращения процесса циркуляции, то первый член потребует поправки в случае приложения к практическим целям. Потери на усадку при извлечении жидкости из лласта, утилизация паров с низким давлением, использование части отобранного газа на топливо хотя и компенсируются отчасти тем, что возвращаемый в пласт сухой газ обычно1 имеет более высокий коэффициент отклонения, чем жирный газ в пласте, но все же эксплуатационные отборы замещаются не полностью. Поэтому наблюдается некоторое падение давления и ретроградная потеря в пласте даже в процессе циркуляции лри условии, что в пласт не закачивается газ со стороны. Поэтому в первый член правой части уравнения (I) обычно вводится коэффициент 0,85—0,95. Уравнение (1) следует дополнить аналогичными выраже,ниями, относящимися к ожижаемым продуктам, получающимся из газа, помимо устойчивого конденсата, для которых добыча при истощении пластового давления Rd обычно выше, чем устойчивого конденсата. Прирост этих продуктов в процессе циркуляции по сравнению с истощением давления будет пропорционально ниже. Значение Rd в уравнении (1) для этих компонентов зависит от способа переработки жирного газа после прекращения процесса циркуляции. Кроме того, при сравнении относительной добычи этих компонентов для процессов циркуляции и истощения давления необходимо принять во внимание возможность извлекать из газа углеводороды с низкой упругостью паров или газолин без возврата обедненного газа в пласт. Однако ретроградное скопление жидкости в пласте будет частично испаряться под воздействием сухого газа, движущегося за жирным газом в слоях, не полностью охваченных вытеснением в процессе циркуляции, и испарившаяся часть может быть извлечена у поверхности. Все эти факторы трудно оценить, но их нельзя отбрасывать при сравнительном анализе различных методов эксплуатации конденсатных пластов. В процессе циркуляции жирный газ вытесняется на точке конденсации с целью предотвращения ретроградных потерь в пласте. Однако лишь переработка добываемого газа обычно дает существенную часть суммарного прироста конденсата, получаемого в процессе циркуляции. Установки для переработки конденсатного газа современной конструкции извлекают 50— 75% пропана, 80—98% бутанов и фактически все содержание пентана плюс остальные углеводороды из жирного газа. Получение бутанов даже путем трехступенчатого разделения может составлять 10—25% дебита получаемого газа, при условии, что он не отбирается на экстракционной установке. Коэффициенты отдачи контролируют в значительной степени общую экономику различных методов разработки, но одни они не определяют еще необходимости применения процесса цирку Конденсатные залежи ляции. Если отсутствует сбыт для добываемого газа, то процесс циркуляции может служить для накопления запасов его в пласте и являться одновременно методом эффективной добычи конденсируемых жидких продуктов. Конденсатные пласты часто залегают поверх горизонтов сырой нефти так, что эксплуатация последних представляет составную часть разработки газовой шапки. Среди различных возможных методов эксплуатации наиболее эффективным является с точки зрения отдачи метод, при котором отбор жидкости ограничен горизонтом сырой нефти, в то время как давление в конденеатном коллекторе поддерживается обратной закачкой газа. Нагнетательные скважины располагаются так, чтобы вытеснять жирный газ в нефтяную зону. При этом можно предотвратить ретроградные потери в газовой шапке;

эффективность нефтеотдачи усиливается вследствие поддержания давления и участия в нефтеотдаче механизма гравитационного дренирования. Выпадение конденсата в зоне, занятой нефтью, происходит вследствие более низких давлений на эксплуатируемой площади. Его можно извлечь, так как конденсат увеличивает насыщение пласта остаточной нефтью и последний обладает неисчезающей (проницаемостью. Смешение конденсата с сырой нефтью снижает ее вязкость, повышая коэффициент нефтеотдачи в целом. Эффективность вытеснения жирного газа из газовой шапки также высока, так как исключается «мертвая» площадь, остающаяся при обычном процессе циркуляции газа за периферийными эксплуатационными скважинами. Если ограничить отбор жидкости из пласта нефтяными скважинами и постепенно закрывать их, когда они охватываются вытесняемым жирным газом, вплоть до полного истощения нефтяной зоны, то нефтеотдача получается высокой, пока процесс эксплуатации естественного нефтяного коллектора контролируется так, что происходит перемещение нефти вниз по падению пласта. Эксплуатация нефтяной зоны с одновременным процессом циркуляции в газовой шапке дает высокую нефтеотдачу при условии, что в пласте поддерживается градиент давления от газовой шапки к нефтяной зоне. Если градиенты получают обратное направление, могут произойти серьезные потери в добыче нефти вследствие перемещения ее в газовую шапку. Если же поддерживать постоянным контакт нефть — жирный газ, то нефтяная зона истощается, как в отсутствии газовой шапки и поддержания давления, хотя на нее еще может благоприятно воздействовать эффект гравитационного дренирования. Если в пласте имеется потенциально активный водяной напор, то необходимо поддерживать давление в газовой шапке и градиенты его положительными вниз по падению пласта вблизи контакта газ —'нефть. Разработка только нефтяной зоны без возврата газа в газовую шапку вызывает падение давления и ретроградное накопление в ней жидкости. Процесс циркуляции в газовой шапке, Глава осуществленный после истощения нефтяного коллектора, может дать теоретически полную добычу конденсата в результате комбинированного вытеснения остаточного жирного газа и вторичного испарения жидкой фазы. Однако суммарная добыча нефти может быть в этом случае заметно ниже, чем при одновременном процессе циркуляции газа и отборе нефти из скважин, вследствие пониженной эффективности механизма нефтеотдачи путем гравитационного дренирования в отсутствии поддержания давления. Если установка для переработки газа не смонтирована до начала осуществления процесса циркуляции, то значительное количество промежуточного содержания конденсируемой жидкости теряется в сепараторных газах, выделяющихся во времяч разработки нефтяной зоны при режиме истощения газовой энергии. Консервация нефтяной зоны, пока газовая шапка не будет подвергнута полностью процессу циркуляции газа, обеспечивает, очевидно, высокую добычу конденсата. Последующая разработка нефтяного коллектора без продувания сухим газом газовой шапки приводит к той же по существу суммарной добыче, что и при разработке нефтяной зоны до осуществления процесса циркуляции газовой шапки. Эти общие соображения не дают универсальных сравнительных оценок различным возможным методам разработки комплексных пластов, содержащих нефть и конденсат. При исследовании данного пласта необходимо принять во внимание все его индивидуальные характеристики, а также практические и экономические аспекты его разработки. Когда конденсатный пласт ограничен непосредственно краевыми водами в отсутствии нефтяной оторочки, его разработка упрощается. Если краевые воды могут обеспечить достаточно активный водяной напор для поддержания пластового давления вблизи точки конденсации и не существует ограничения скоростей отбора, то возврат газа в пласт, очевидно, не нужен К Однако существование таких активных водяных напоров мало вероятно, за исключением сильно трещиноватых известняков. В некоторых случаях практически можно достигнуть поддержания давления путем дополнительной закачки воды. Кроме того, развитие заметных скоростей естественного поступления краевой воды требует некоторого падения давления в конденсатном пласте- Если краевые воды обладают подвижностью, то размещение эксплуатационных скважин вблизи контакта вода — газ вызывает продвижение вод в пласт вследствие наложения местных падений давления и медленного убывания давления в газовой шапке, связанного с неполным замещением отбираемого газа.

Равновесное насыщение газом порядка 5—15% может наблюдаться в водонасыщенной зоне, но потеря этого газа не носит серьезного характера по сравнению с экономией в стоимости оборудования по закачке газа, в случае применения процесса циркуляции.

Конденсатные залежи При размещении эксплуатационных скважин в присводовой части структуры получается безводная добыча конденсата1. При этом можно получить высокую площадную эффективность вытеснения путем заложения нагнетательных скважин ниже границы газовой шапки и в водоносной зоне. Таким путем можно осуществить напор на газ в направлении эксплуатационных скважин даже у самых контуров конденсатного пласта и предупредить возникновение мертвого пространства позади нагнетательных скважин, даже если они вскрыли газоносный пласт. Это увеличение эффективности площадного вытеснения должно полностью компенсировать более (высокое сопротивление течению газа в водяной зоне впереди нагнетательных скважин. При этом некоторое количество воды вытесняется в газовую шапку, но она постепенно рассеивается и оседает на породе раньше, чем достичь эксплуатационных скважин. Кроме получения повышенной эффективности вытеснения, размещение нагнетательных скважин за водогазовьш разделом дает возможность использовать сухие скважины, пробуренные для оконтуривания пласта. Этот прием не очень распространен, но он успешно применялся на некоторых месторождениях лобережья Залива. Было отмечено, что при осуществлении процесса циркуляции обычно не наблюдается полное замещение общих отборов жидкостей, в результате чего происходит медленное падение давления и некоторая конденсация жидкости. Имеется и другая причина ретроградного скопления жидкости в процессе циркуляции, а именно падение давления вокруг эксплуатационных скважин. Добываемая пластовая жидкость проходит через кольцевое пространство, непосредственно окружающее ствол скважины, и в результате ретроградной конденсации возникает насыщение поров ого пространства призабойной зоны вблизи ствола скважины до тех пор, пока конденсат не станет мобильным и не вытеснится в скважину вместе с газовой фазой. Площадь, на которой создается предельное насыщение, в процессе разработки залежи распространяется постепенно в направлении от эксплуатационной скважины. Давление на точке конденсации для жидкости, выходящей из скважины, соответствует давлению на границе площади подвижности конденсата и должно теоретически возрастать с расширением области этой подвижности при условии, что пластовое давление в целом остается постоянным. Можно высчитать скорость образования насыщения жидкой фазой пористой среды, решив уравнение Q dp dC "dt 2nrhf dr dp Это относится лишь к поступлению краевых вод в эксплуатационные скважины. Добыча конденсата всегда сопровождается пресной водой, которая содержится в паровой фазе в пласте и выделяется вместе с конденсатом при понижении температуры и давления.

Глава где Q — дебит;

h — мощность пласта;

/ — его пористость;

dpldr — градиент давления на радиусе г\ С — содержание конденсируемых фракций жирного газа на единицу объема, приведенное к поверхностным условиям. Принимая радиальное распределение давления установившимся, первоначальное пластовое давление 272 ат, перепад давления 34 ат, получается градиент давления при радиусе 1 м примерно 11,2 ат на 1 м. При h = 15 м, / = 0,25 и Q = 14,285-104 м2/сутки коэффициент для dC/dp становится 21,624 • W/ат/сутки. Значение dCjdp вблизи точки конденсации некоторых пластовых жидкостей, по которым имеются данные, составляет величину порядка 1,5 X X W~~5 -- 10~6 см3/см3 ат. Отсюда площадь в пределах радиуса f 1 м вокруг забоя скважины насыщается жидкой фазой до степени подвижности в течение нескольких часов или, самое большее, дней. Скорость насыщения меняется обратно пропорционально квадрату радиуса, и потребуется около 1,7 года, чтобы на расстоянии 30 м от ствола скважины наступило насыщение конденсатом в 20%, даже если dC/dp составляет 1,5- 10~5 см°/см3/ат*. Насыщение конденсатом по существу прямо пропорционально квадрату падения давления или квадрату отбираемого дебита. Это накопление может достигнуть значительной величины в плотных породах, дающих обогащенный газ, но оно не отражает основных потерь в большинстве процессов циркуляции газа. К моменту завершения циркуляции часть жидкой фазы испарится вновь, когда сухой газ начнет проходить сквозь призабойкую зону скважины. В основе рассмотренного анализа эксплуатации конденсатных пластов лежит предпосылка, что накопление жидкой фазы в пласте происходит в результате ретроградной конденсации и что эта жидкость по сути не извлекается на поверхность. Однако с физической стороны это не совсем правильно. Правда, за исключением призабойной зоны эксплуатационных скважин, насыщение конденсатной жидкостью порового пространства слишком мало, чтобы сообщить ей какую-либо подвижность, поэтому конденсат остается в недрах при добыче остаточного жирного газа. Это явление подтверждается фиг. 196—198, согласно которым содержание конденсата в газе, поступающем из скважины, уменьшается с падением давления. В принципе же можно испарить или «осушить» сконденсированную в пласте жидкость, подвергнув ее воздействию сухого газа. Так, в равновесных условиях количество молей сухого газа N с фракционным составом па, необ * Если пренебречь влиянием накопления жидкости на распределение давления, то динамику образования насыщения жидкостью в зависимости от времени и радиального расстояния можно легко вычислить при помощи уравнения (2). Было показано, что накопление конденсата вблизи 'ствола скважины не оказывает влияния на производительность скважины.

Конденсатные залежи ходимое для превращения моля жидкости состава п ГО, в пар, будет ПОЛНОСТЬЮ где К% — константа равновесия при пластовой температуре и давлении. Принимая состав пластовой жидкости согласно приведенному на фиг. 183, где сухой газ состоит из 88,14% метана, 8,46% этана, 2,94% пропана, 0,18% бутанов, 0,08% пентанов, 0,09% гексанов и 0,11% гептанов -j- остальное, можно найти, что для испарения одного моля ретроградной жидкости, выпавшей в пласте при истощении давления до 170, 102, 68 и 34 ат, необходимо соответственно 20,8;

46,8;

56,9;

55,4 молей сухого газа. В силу этой возможности превратить вновь в пар сконденсированную в пласте жидкость путем контакта ее с сухим газом возникает вопрос, необходим ли по существу процесс циркуляции на точке конденсации, а также не достаточно ли одного вытеснения сухим газом при низких давлениях для извлечения первоначального содержания пластового конденсата. Со строго физической точки зрения очевидно, что процесс циркуляции при низком давлении может дать такую же добычу, что и при циркуляции на точке конденсации. Характеристики разработки путем истощения гипотетического конденсатного пласта, содержащего жирный газ, изображенные на фиг. 182—184, подтверждают это положение. Были проделаны последовательные вычисления количества сконденсировавшейся жидкости, захватываемой сухим газом при его прохождении через колонку песка. Эта жидкость осталась в песке в результате отбора газа до различных предельных давлений. После такого определения процесса испарения и вытеснения в зоне с однородной проницаемостью было вычислено комплексное поведение для многослойной системы с гауссовым распределением проницаемости, принятым коэффициентом отклонения 0,7985 для логарифма проницаемости и эффективностью площадного вытеснения 75%. Добыча С 4 + в процентах в зависимости от общего количества газа, прошедшего через гипотетический резервуар при различных давлениях, приведена на фиг. 200. Согласно фиг. 200 общая добыча конденсата для данных объемов нагнетаемого газа увеличивается с уменьшением давления в процессе циркуляции, хотя добыча на единицу объема нагнетаемого газа, т. е. наклоны кривых, располагается выше при циркуляции на точке конденсации. Это показывает, что большие циркуляционные количества газа, необходимые для эффективного вытеснения в менее проницаемых зонах пласта и для вторичного испарения сконденсировавшейся жидкости при низком давлении, могут иногда составить газовый объем, который в стандартных условиях измерения будет меньше ограниченного циркуляционного потока, необходимого для процесса нагнетания газа при точке конденсации или высоком давлении. Так, поровые объемы Глава нагнетаемого газа при эффективности вытеснения 100%, требуемые для получения добычи 4000 л С4-)- на 28,6 ж3 углеводородного порового пространства, оказались соответственно 2,0;

5,1;

5,9;

7,8 для давлений в процессе циркуляции 200;

89;

58,5 и 27,2 ат. Это дает объем нагнетаемого газа, приведенный к замеру на поверхности, 10 200;

11 315;

8 430 и 4 900 м3. Полученные численные значения применимы лишь к гипотетической системе, приведенной на фиг. 200. Для различных составов пластовой жидкости и сухого газа соответствующие относительные объемы будут различны. Если объем накопления жидкости при падении давления в пласте выше или содержание III агпп ~ ~ -—* —— ———• ШШШШШ шш вам ^1 '•' ]Ш 2У. • — ЛМИ — — — • — i П I»" • ^..

— / У" тг-— I го о / / / f / Г7 / 35 30 15 Ноличесгпбо нагнетаемого газа, Фиг. 200. Расчетные кривые изменения суммарной добычи конденсата (С 4 + ) в зависимости от количества нагнетаемого газаг для гипотетического газоконденсатного пласта на каждые 100 м порового пространства, занятого углеводородами, и при различных пластовых давлениях.

тяжелых компонентов и молекулярный вес больше по сравнению с системой (фиг. 182—184), то объем сухого газа, необходимый для вторичного испарения конденсата, будет соответственно выше, и процессы циркуляции при низком давлении могут потребовать больших количеств закачиваемого газа для получения эквивалентной добычи. Неоднородность проницаемости вследствие слоистости пласта и общая эффективность площадного вытеснения также влияют на сравнительную производительность процесса циркуляции при низком давлении и на точке конденсации. Все вычисления по процессу циркуляции при низком давлении, на которых основана фиг. 200, предполагают полное равновесие между нагнетаемым сухим газом и местной жидкой фазой. Это представление довольно обоснованно вследствие сильной дисперсии жидкой фазы в пласте, а также длительности перемещения и времени контакта сухого газа до выхода его из продуктивного коллектора. Лабораторные эксперименты, где скорость движения Конденсатные залежи сухого газа значительно выше, чем в естественных пластах, показали, что испарение жидкой фазы подчиняется законам фазового равновесия. Если в пласте и существуют условия, аналогичные приведенному иллюстративному примеру, то кривые на фиг. 200 все же не доказывают, что процесс циркуляции при низком давлении необходим с промышленной точки зрения. Важным фактором, не учитываемым на фиг. 200, является то, что завершение процесса циркуляции не приводит к прекращению эксплуатации пласта. Запас сухого газа в последнем, если он подвергался процессу циркуляции при точке конденсации, представляет существенный плюс с экономической точки зрения. Кроме того, часть пласта, не охваченная процессом вытеснения, содержит еще свое первоначальное содержание конденсата. Очевидно, при эксплуатации пласта, подвергавшегося процессу циркуляции при давлении точки конденсации или любом давлении, выше конечного давления прекращения процесса, пласт дополнительно отдает свой остаточный сухой и жирный газ при механизме полного истощения давления. Поэтому к добыче конденсата, полученного во время циркуляции газа, необходимо прибавить ту добычу, которая будет получена из объема газа, не захваченного вытеснением. Только тогда можно сопоставить величину суммарной добычи при процессе циркуляции на давлении точки конденсации и низком давлении. При циркуляции газа под высоким давлением через пласт проходит лишь небольшое число пороеых объемов газа. Поэтому нетронутый объем жирного газа в пласте будет выше, чем при циркуляции под низким давлением. Дополнительная добыча конденсата при истощении «пласта в первом случае будет соответственно выше. Дополнительные вычисления количества этой добычи при пластовых условиях, лежащей в основе фиг. 200, показывают, что конечная добыча в процессе циркуляции под давлением на точке конденсации по существу аналогична циркуляции под низким давлением, но при одном и том же конечном давлении прекращения эксплуатации. Этот вывод приложим к относительно богатым конденсатом пластовым газам. Помимо суммарной добычи конденсата, имеются и другие факторы для сравнения эффективности процесса циркуляции на различных давлениях. При одной и той же производственной мощности установки для переработки газа эксплуатационная жизнь пласта короче в процессе циркуляции под низким давлением. Однако для поддержания мощности установки в процессе циркуляции под низким давлением требуется значительно большее число скважин по сравнению с циркуляцией под давлением на. точке конденсации, так как при неизменном перепаде давления текущие дебиты нагнетательных и эксплуатационных скважин прямо пропорциональны среднему пластовому давлению. Можно частично компенсировать это требование поддержанием более высоких перепадов давления, но для этого требуется уве Глава личение расходов на компримирование газа. С Стоимость газопроводов и значительной части всего оборудования завода будет выше при переработке газовых объемов с низким давлением. Если не осуществлять процесса циркуляции, то происходят большие потери в добыче конденсата при условии, что пласт по существу является подходящим объектом для процесса циркуляции. Общая добыча С 4 + и з пласта при циркуляции под низким давлением теоретически может быть аналогичной получаемой от процесса под давлением точки конденсации, но в первом случае может произойти утечка значительной части ожижаемых углеводородов, которые присутствуют в газе помимо извлекаемого устойчивого конденсата. Если завод для извлечения конденсата не будет сооружен на протяжении начального периода истощения пластового давления, то большая часть сжижаемых углеводородов потеряется в сепараторных газах. Относительные преимущества циркуляции под низким давлением и давлением на точке конденсации возбуждают меньшую дискуссию, когда конденсатный пласт залегает поверх нефтяной зоны значительной мощности. Тогда предварительная фаза истощения пласта приводит к пониженной суммарной нефтедобыче, а также к потере промежуточных ожижаемых углеводородов в конденсатных и растворенных газах. Для получения сжатых сроков разработки месторождения при условии сбыта всего имеющегося газа отбор последнего в процессе истощения пластового давления должен происходить быстрее нормального истощения нефтяной зоны. Когда истощение нефтяного пласта проходит одновременно с истощением в газовой шапке, такой метод разработки уничтожает влияние процессов поддержания давления и вытеснения газом на суммарную нефтеотдачу. Если в процессе истощения нефтяной зоны произошла бы задержка, то возникла бы серьезная опасность перехода нефти в газовую шапку с еще большей потерей в конечной нефтедобыче. В таких комплексных пластах циркуляция под высоким давлением хотя и удлиняет сроки эксплуатации, но, несомненно, приводит к повышенной суммарной нефтеотдаче при условии, что процесс циркуляции по существу желателен для создания в пласте газовой шапки. Если в месторождении существует активный водяной напор, то трудности предотвращения попадания нефти в газовую шапку в процессе истощения пластового давления значительно усиливаются, и циркуляция газа под высоким давлением представляет единственный надежный способ эксплуатации месторождения. Уже отмечалось, что возникновение ретроградной изотермической конденсации для смеси углеводородов ограничивается условием нахождения температуры пласта между критическим ее значением и крикодентермом, а пластового давления по крайней мере в интервале его критической величины. Если пластовая температура превышает температуру крикодентерма, то углеводородная смесь независимо от давления находится в однофаз Конденсатные залежи г ном состоянии. Тогда внутри пласта нет ретроградной конденсации, и подземный резервуар будет работать как газовое месторождение, даже если конденсат на поверхности и выделяется из газа. При этом для получения добычи конденсируемых углеводородов отсутствует необходимость в процессе циркуляции или поддержании давления. Месторождения подобного типа были открыты и разрабатывались как газовые, хотя состав пластовой продукции показывал, что это залежи с тощим конденсатом. Если характеристику жирного газа, дающего конденсат, перемещать по граничной кривой точки конденсации на фазовой диаграмме с непрерывным 'понижением температуры мимо критической точки, то насыщенный пар на точке парообразования переходит в жидкость (фиг. 180). Если бы последняя добывалась из скважины, то жидкие продукты, извлекаемые из нее, были бы тождественны первоначальной жидкости, получаемой при эксплуатации газового пласта на точке конденсации. Объясняется это тем, что фазовое разделение в любом конечном состоянии, например, в атмосферных условиях, не зависит от исходного состояния компонентов. В пласте, содержащем углеводородную жидкость на точке парообразования, газовая фаза возникает в процессе падения давления 2. Если рассматривать углеводородную жидкость конденсатногопласта эквивалентной сырой нефти, то заметно, что она обладает ненормально высоким коэффициентом пластового объема. Добыча тяжелых жидких компонентов под влиянием растворенного газа обычно мала (параграф 7.4), несмотря на малую вязкость жидкой фазы. Если же добываемый газ, богатый компонентами конденсируемой жидкости, переработать на газолиновом заводе, можно сильно повысить суммарную добычу жидкой фазы. Насыщение газовой фазой в пласте развивается быстро, пока проницаемость для газа не очень высока по сравнению с аналогичной величиной для жидкости. После этого в результате длительного отбора газа жидкость по мере падения пластового давления оседает на породе. При этом извлекается значительная часть более легких промежуточных углеводородов, но большая часть С 7 + остается, вероятно, не извлеченной в пласте. При помощи поддержания давления можно предотвратить быструю усадку жидкой фазы в таких месторождениях. Если нефтяной коллектор можно разрабатывать путем гравитационного дренирования с закачкой газа в присводовую часть структуры, то разница между средним начальным насыщением и остаточным насыщением показывает непосредственную суммарПластовая жидкость следует фазовой диаграмме «давление — температура»;

она представлена на фиг. 180 прямой линией, параллельной ABDE и лежащей вправо от кривой точки конденсация. 2 Пластовая жидкость следует в фазовой диаграмме «давление—температура», выраженной на фиг. 180, прямой линии, параллельной ABDE и лежащей влево от точки С.

Глава ную нефтеотдачу. Последующее истощение пластового давления должно обеспечить дополнительную добычу промежуточных углеводородных компонентов из остаточной нефти. Длительная закачка газа или процесс циркуляции могут создать по крайней мере частичное испарение последней. Естественные водяные напоры или закачка воды за контур нефтеносности препятствуют усадке жидкой фазы и понижают насыщение пласта остаточной нефтью. Были обнаружены конденсатные месторождения с низкими газонефтяными факторами. Жидкая фаза в таких пластах принадлежит определенно к конденсатному типу. Но содержание газа в них относительно мало, а критическая температура смеси, очевидно, превышает пластовую температуру. Вместо полного испарения на точке конденсации пластовая температура и давление сохраняют жидкую фазу на точке парообразования. 10.10. Заключение. Конденсатные пласты являются единственными в своем роде залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конденсатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес. Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа. Пластовые «жирные» газы считаются «богатыми», если газоконденсатный фактор составляет 1800 мэ/мъ, но многие конденсатные месторождения дают добычу при газовых факторах 9000 м3/м3 и выше. Когда пластовое давление вследствие отбора жидкости падает в таких залежах ниже точки конденсации, в пласте происходит образование жидкости. Этот процесс конденсации (ретроградный) продолжается до тех пор, пока давление не упадет до значения 68—136 ат в зависимости от начального состава жирного газа и пластовой температуры. Ниже этого давления возникает нормальное испарение, и объем пластовой жидкости уменьшается (фиг. 182). Так как ожижаемые компоненты составляют незначительную часть всего жирного газа, то однократная конденсация последнего в пласте вызывает насыщение конденсатом только 5—-18%. порового пространства (фиг. 181). Выпавшая жидкость остается в недрах пласта, а из скважин добывается газовая фаза. Вследствие такого разделения жидкой фазы состав добываемого газа непре Конденсатные залежи рывно меняется (фиг. 184), а газоконденсатный фактор растет, пока не будет достигнуто давление, соответствующее максимуму ретроградной конденсации. Состав пластовой жидкой фазы также непрерывно меняется, так как к ней добавляются тяжелые фракции остаточного газа (фиг. 183), адсорбировавшиеся на породе. Количество выпавшей углеводородной жидкости вследствие истощения давления в пласте может достигать 30—60% от первоначального ее содержания. При этом теряется больше тяжелых, чем промежуточных углеводородов, хотя значительную часть последних можно отбирать в сепараторах при условии, что добываемая жидкость не перерабатывается на газолиновых установках. Потери в пласте возрастают, очевидно, по мере увеличения содержания тяжелых компонентов в жирном газе. При описании конденсатных пластов по аналогии с системами «сырая нефть — природный газ» пользуются терминами газонефтяной и газоконденсатный фактор, но последние недостаточно точны для детальной промышленной характеристики залежи. Состав добываемого газа и жидкой фазы меняется на протяжении всего периода разработки и зависит от условий сепарации. Более удовлетворительное описание содержимого конденсатного пласта и его добычи основывается на составе пластовых жидкостей. Процесс получения конденсата при естественном истощении пластового давления можно выразить через суммарную добычу отдельных компонентов или соответствующих.групп их в зависимости от пластового давления. Для практических целей динамическое доведение конденсатного пласта можно считать тождественным с режимом нормального газового пласта, т. е. суммарная молевая добыча углеводородов уменьшается приблизительно линейно с падением пластового давления [уравнение 10.3 (2)]. Предупреждение ретроградных потерь более тяжелых компонентов в пласте в результате падения давления можно получить поддержанием пластового давления при помощи обратной закачки газа. Когда в пласт нагнетается обратно добытый газ, но уже лишенный своего жидкого содержания, такой процесс называется «циркуляцией газа». При проектировании процесса циркуляции необходимо выбрать такое распределение скважин, которое дало бы эффективное вытеснение жирного пластового газа нагнетаемым сухим газом. Сетка скважин в принципе должна соответствовать основной геометрии пласта. Теоретический анализ простых систем размещения скважин показывает порядок величины эффективности вытеснения, которую можно получить в том или ином случае, а также основные 'факторы, управляющие эффективностью вытеснения. По аналогии с такой же задачей при вторичной эксплуатации эффективность вытеснения определяется как часть продуктивной площади, где проводится циркуляция газа, охваченная вытеснением к моменту первого прорыва в скважины сухого газа.

Глава Когда пласт можно рассматривать как прямоугольную площадь, то наиболее эффективным методом разработки его при;

циркуляции газа является вытеснение «от края до края» залежи. При этом нагнетательные скважины размещаются по одной стороне, а эксплуатационные скважины по другой стороне пласта. Для однородной пористой среды бесконечной протяженности часть площади между скважинами, охваченную вытеснением к моменту первого поступления сухого газа в эксплуатационные скважины, можно получить аналитическим путем [уравнение 10.5 (4)]. Найдено, что площадь, не охваченная вытеснением, не зависит от расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, пока это расстояние равняется половине интервала между скважинами одного профиля или превышает его [уравнение 10.5(5)]. Отсюда следует, что эффективность вытеснения растет с расстоянием между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин при неизменном расстоянии между скважинами одного вида. Этот вывод обладает значительной общностью и подтверждается для размещения скважин с бесконечной линией напора. Размещение скважин для процесса циркуляции газа, где нагнетательные скважины размещены на равном расстоянии па круговому контуру, а в центре залежи расположена одна эксплуатационная скважина, или же наоборот, обладает эффективностью вытеснения, которая выражается отношением числа скважин, расположенных по кольцу, к этому же числу + 2 [уравнение 10.5 (10)]. Эффективность вытеснения быстро приближается к единице по мере увеличения числа скважин то кольцевому контуру. Если нагнетательные и эксплуатационные скважины размещены по концентрическим окружностям с равным и равномерным угловым расстоянием [уравнение 10.5 (11)], получаются аналогичные, хотя и более сложные, результаты. Можно получить также аналитические решения для двустороннего размещения процесса циркуляции с нагнетательными скважинами, расположенными вдоль осевой линии, и эксплуатационными скважинами на противоположных параллельных сторонах прямоугольной залежи или же наоборот. При этом можно получить различный эффект в зависимости от расстановки эксплуатационных скважин (или нагнетательных скважин) на различных расстояниях от контура с учетом площади продуктивного пласта конечной протяженности. Так, суммарная эффективность вытеснения увеличивается от 36,9% при расположении ряда эксплуатационных скважин от центральной нагнетательной линии на расстоянии, равном 57% половины ширины пласта, до 74,1%, когда эксплуатационный ряд скважин размещен вдоль естественных контуров пласта. Вычисление состава добываемой жидкости после прорыва сухого газа показывает, что содержание жирного газа резко падает и достигает значения 15% от добычи комплексной пластовой жидкости ко времени, когда количество общего переработанного газа равно примерно 1Д пластового углеводородного порового объема (фиг. 191).

Конденсатные залежи Общее количество переработанного газа к моменту прекращения процесса циркуляции, соответствующего добыче с 15% содержания жирного газа в пласте, не зависит так резко от размещения эксплуатационных скважин. Однако общая добыча жирного газа возрастает с 64 до 96%, если эксплуатационные скважины передвинуть к границе пласта от их начального расстояния от нагнетательных скважин, на 57% половины ширины пласта (фиг. 192). Размещение скважин для процесса циркуляции при более сложной геометрии пласта можно изучать эффективно лишь при помощи электролитических моделей. Наибольшей точностью и гибкостью обладают потенциометрические модели. На последних можно определять фронт продвижения нагнетаемых в пласт жидкостей для систем с различной мощностью и проницаемостью почти так же легко, как и для систем со строго однородными характеристиками. Глубина электролита в потенциометрических моделях устанавливается пропорциональной произведению проницаемости и эффективной мощности продуктивного горизонта в соответствующей точке естественного пласта [уравнение 10.6(5)]. Помещая в электролитическую ванну электроды входного и выходного тока геометрически подобно размещению нагнетательных и эксплуатационных скважин, можно получить распределение напряжения в модали пропорционально эффективной функции потенциала, выраженной интегралом давления — отношения плотности жидкости к ее вязкости [уравнение 10.6 (4)]. Местные скорости жидкости будут пропорциональны градиентам напряжения по линиям тока. Последние измеряются при помощи четырехзондового электрода;

два зонда устанавливаются по эквипотенциалу, а другая пара, нормальная к первой, расположена по линии тока. Приращения времени для движения жидкости вдоль линий тока прямо пропорциональны произведению плотности газа и пористости вытеснения и обратно пропорциональны проницаемости и градиенту напряжения. На практике изменения проницаемости не учитываются, и мощность электролитической ванны делается геометрически подобной изопахитам пласта. Изменение плотности газа влияет на характер движения в пласте нагнетаемого агента, но оно становится в основном важным фактором в призабойной зоне нагнетательных и эксплуатационных скважин и обычно не учитывается. Модели этого типа использовались при определении оптимума размещения скважин в процессе циркуляции газа, а также при истолковании наблюдений за осуществлением этого процесса в естественных место рожд ен и я х. Вообще можно найти такое размещение скважин, при котором эффективность вытеснения составляет 60—80% площади, подлежащей вымыванию газом, и которое не является чрезмерна Глава большим. Но одна расстановка скважин не обеспечивает эффективного вытеснения жирного пластового газа. Эффективность площадного вытеснения резко падает вследствие неоднородной проницаемости пласта, связанной со слоистостью последнего. СЛОИСТОСТЬ продуктивного коллектора приводит к наложению процессов вытеснения в отдельных слоях, где прорыв сухого газа наступает последовательно согласно величине проницаемости. Поведение комплексной системы для любого типа изменения проницаемости легко сформулировать в общих аналитических выражениях. Приближенное представление о послойной проницаемости продуктивных пластов дается экспоненциальным изменением проницаемости с глубиной залегания, т. е. принимается, что слои расположены с глубиной с последовательно возрастающей проницаемостью. Тогда отношение максимума эффективной проницаемости к минимуму дает параметр слоистости, определяющий режим комплексного пласта. Если принять также, что содержанке жирного газа в продукции из отдельных зон после прорыва сухого газа экспоненциально уменьшается с общим объемом циркулирующего газа, можно легко вычислить при различных параметрах слоистости динамику состава продукции и общей добычи жирного газа во время прорыва. Конечная эффективность вытеснения к моменту первого прорыва сухого газа уменьшается приблизительно обратно пропорционально логарифму параметра слоистости. Когда последний равен 10, первый прорыв сухого газа возникает после того, как вытеснению подвергается лишь 35,2% пласта, даже если эффективность площадного вытеснения составляет 90%. Для соотношения слоистости 100 комплексная эффективность вытеснения равняется 19,35 и 12,9% при эффективности площадного вытеснения 90 и 60%. Резкое снижение эффективности вытеснения, связанное с послойной проницаемостью, на практике компенсируется тем, что процесс циркуляции обычно продолжают после начального прорыва сухого газа до тех пор, пока состав продукции из скважины не достигнет концентрации 10—25% жирного газа. Суммарная добыча жирного газа при концентрациях, приводящих к прекращению процесса циркуляции, очевидно, на много выше комплексной эффективности вытеснения (добыче при первом прорыве сухого газа) и возрастает с понижением предела содержания жирного газа, за которым следует прекращение процесса циркуляции. Это понижение не имеет серьезного значения, пока параметр слоистости не превысит 10. Суммарная добыча жирного газа в процессе циркуляции уменьшается приблизительно логарифмически с соотношением слоистости. Последняя величина определяет в конечном счете эффективность процесса циркуляции газа. Эффективность площадного вытеснения сама по себе имеет второстепенное значение, исключая высокооднородные пласты. Общий проходящий через пласт объем газа в процессе цир Конденсатные залежи куляции сначала возрастает с увеличением параметра слоистости, достигает максимума, а затем убывает (фиг. 185). Обычно наблюдающийся на практике общий объем проходящего через пласт газа не превышает 2,2 первоначального пластового углеводородного объема, но может быть и меньше, когда из высокослоистых пластов вытесняется небольшое количество жирного газа. Эффективность площадного вытеснения влияет на циркуляционный объем проходящего через пласт газа лишь в интервале низких параметров слоистости. Многие конденсатные залежи, где осуществлялся процесс циркуляции газа и поддерживалось первоначальное давление точки насыщения, разрабатывались при существенно постоянном составе продукции до прорыва сухого газа. Вместе с тем имеются конденсатные пласты, которые разрабатывались путем естественного истощения давления. В подобных пластах, например, в месторождении Ла Бланка в Тексасе, по мере падения пластового давления был зарегистрирован непрерывный рост газоконденсатных факторов. Промысловые наблюдения подтверждают основное термодинамическое явление ретроградной конденсации и неподвижность фазы конденсируемой жидкости в пласте. Для пластов, подвергавшихся процессу циркуляции, но где пластовое давление не поддерживалось полностью обратной закачкой газа, например, в месторождении Л а Глория в Тексасе и месторождении Коттон В аллей в Луизиане, наблюдался аналогичный рост газоконденсатных факторов, хотя и не такой быстрый. Анализ поведения пласта Бодкоу из месторождения Коттон Валлей показал, что изменение состава добываемой жидкости соответствовало фактически установленному в лабораторных экспериментах над фазовым состоянием пластовой углеводородной смеси. Исследования простаивающих скважин в этом месторождении установили вытесняющее действие сухого газа в песчанике Бодкоу (фиг. 199) и показали хорошее согласие с теоретическими выводами, основанными на замеренном колебании проницаемости в пласте. Этот пласт относительно однороден, и принятое размещение скважин способствует высокой эффективности вытеснения. Предполагается, что 85% запасов жирного газа будет извлечено из пласта, причем переработанный объем газа равняется 115% начального содержания газа в пласте. В принципе углеводородное содержимое конденсатных пластов может быть извлечено полностью при помощи циркуляции газа. Однако этот вывод не налагает условия повсеместного применения этого процесса. Осуществление его должно исходить из экономических соображений. Контролирующими факторами являются обогащенность жирного газа конденсатом, размеры пласта и его однородность. Тощие газы в основном претерпевают меньшие ретроградные потери при падении пластового давления, и общее значение подобных потерь будет соответственно ниже.

Глава Отсюда осуществление процесса циркуляции в пластах, где конг 3 денсат добывается при газовом факторе 9000 м /м и выше, обычно считается неэкономичным. Пласты с малыми запасами газа также не представляют •интереса для процесса циркуляции вследствие ограниченного значения ретроградных потерь, возникающих при истощении пластового давления. Сомнительным также является экономический успех процесса циркуляции газа в сильно слоистых пластах вследствие низкой эффективности вытеснения. При оценке добычи конденсата, получаемого из залежи в процессе циркуляции газа, необходимо добавить к ней добычу при истощении давления пластового объема, не охваченного вытеснением, которая будет получена в процессе выпуска газа из пласта, подвергавшегося циркуляции. Конечное увеличение добычи конденсата в результате комплексного процесса циркуляции и естественного истощения давления по отношению к простому истощению пластового давления необходимо сравнить с капиталовложениями на газоперерабатывающую и компрессорную установку, бурение скважин, необходимых для нагнетания, газопровод для нагнетания и связанные с этим эксплуатационные расходы. Ретроградные.потери ожижаемых углеводородов при полном истощении давления залежи обычно колеблются от 30 до 60% начального содержания их в пласте. Заметная часть соответствующей потенциальной добычи углеводородов — 70—Ю% — уносится сепараторными газами, если они в дальнейшем не подвергаются переработке. Успешное проведение процесса циркуляции должно дать по меньшей мере 50% суммарной добычи конденсата, а последующее естественное истощение давления—дополнительное количество ожижаемых продуктов. Общий дебит жидких углеводородов равняется 60—80% первоначального содержания конденсируемых продуктов в пласте. Когда конденсатный пласт имеет оторочку нефти заметного размера, проект разработки его должен предусматривать максимальную добычу для- обеих систем. Наиболее эффективным методом можно считать ограничение отборов из нефтяной зоны с достаточным возвратом газа в газовую шапку для поддержания полностью пластового давления. Одновременно происходит вытеснение жирного газа в нефтяные скважины. Если невозможно задержать добычу конденсата, можно подвергнуть процессу циркуляции газовую шапку одновременно с отбором нефти при условии, что региональный градиент давления сохраняется от газовой шапки в направлении нефтяной зоны так, чтобы предотвратить перемещение нефти в конденсатный пласт, а также обеспечить поддержание давления в нефтяной зоне. Задержка отбора нефти до окончания полной циркуляции газовой шапки Конденсатные залежи приводит к эффективной добыче конденсата, хотя замедление процесса добычи нефти может быть неосуществимо с экономической точки зрения. Кроме того, добыча нефти без поддержания давления в пласте не будет столь высокой, как при одновременном процессе циркуляции газа и эксплуатации нефтяной зоны. Однако задержка осуществления процесса циркуляции или возврата газа в газовую шапку до полного истощения нефтяной зоны вызывает падение пластового давления и ретроградные потери в газовой шапке, которые можно было бы предотвратить в значительной степени другими методами разработки. Когда газовая шапка граничит с краевыми водами, не рекомендуется помещать эксплуатационные скважины вблизи контакта вода — газ. Однако нагнетательные скважины могут заканчиваться внутри водонасыщенной зоны, или можно использовать в качестве таковых «сухие скважины», расположенные вблизи контакта вода — газ. Таким путем можно подвергнуть вытеснению сухим газом все содержимое газовой шапки, а «мертвые» площади, не охваченные вытеснением, свести к минимуму. Закачка сухого газа ниже контакта газ — вода применялась довольно успешно. При этом не было получено доказательств,' что водонасыщенная зона над забоями нагнетательных скважин оказывает постоянное и серьезное сопротивление течению газа в пласте. При полном поддержании пластового давления с помощью циркуляции газа депрессия в призабойной зоне эксплуатационных скважин создает местную конденсацию жидкости. Так как вся добываемая жидкость должна пройти через призабойную зону, то в ней быстро скопляется жидкость, пока не создается насыщение, достаточное для возникновения подвижности жидкой фазы. После этого в ствол скважины вытесняется дополнительно жидкий конденсат. По мере развития процесса эксплуатации зона насыщения жидкостью расширяется от ствола скважины до возникновения подвижности конденсата. Скорость насыщения жидкостью в любой точке призабойной зоны меняется обратно пропорционально квадрату расстояния от эксплуатационной скважины и прямо пропорционально квадрату текущего дебита или перепада давления. Конечная потеря добычи конденсата в пласте невелика, за исключением малопроницаемых пластов, из которых добывается исключительно богатый газ. Жидкость, скопившаяся в пласте в результате ретроградной конденсации, неподвижна по отношению к вытесняющему действию движущегося газа, за исключением призабойной зоны скважины, где насыщение конденсатом развивается до состояния подвижности последнего. Однако конденсат в пласте подвергается испарению при контакте с сухим газом. Отсюда возникает вопрос, является ли существенно необходимым процесс циркуляции газа на точке конденсации и полное предотвращение ретроградной конденсации в пласте, а также нельзя ли извлекать при помощи циркуляции сухого газа под Глава низким давлением конденсат, образующийся в результате естественного истощения пластового давления. Физически, путем циркуляции сухого газа под низким давлением можно извлечь все углеводороды из пласта, но раньше надо доказать, что подобный процесс добычи конденсата экономически оправдан. Практическое значение последнего метода зависит от капиталовложений по сравнению с процессом циркуляции на точке конденсации или под высоким давлением. Подробный анализ добычи конденсата, которую можно получить при помощи циркуляции газа под различными давлениями вслед за предварительным истощением пластового давления, показал' для данных пластовых условий, что суммарная добыча конденсируемой жидкости при одном и том же давлении прекращения эксплуатации по существу не зависит от последовательности процессов циркуляции и истощения и требует того же объема переработанного газа. Однако экономические факторы требуют особого рассмотрения. Если производственные мощности установки для циркуляции под давлением точки конденсации и низким давлением одинаковы, то в последнем случае процесс приводит к белее сжатому сроку эксплуатации и повышенной добыче. Но для эксплуатации конденсатной залежи процессом циркуляции под низким давлением с такой же объемной скоростью проходящего через пласт потока газа, что и под высоким давлением, требуется больше скважин и более значительные капиталовложения на газопроводы и оборудование установок. Если добываемый газ не подвергается переработке в продолжение начальной фазы истощения пласта, то возникают существенные потери промежуточных ожижаемых углеводородов. Не существует простого правила для нахождения оптимального давления циркуляции газа. Если газовая шапка в конденсатыом пласте расположена поверх нефтяной оторочки значительных размеров, то для получения максимальной добычи из нефтяной зоны экономическое преимущество имеет процесс циркуляции под высоким давлением. Подобное преимущество становится еще более решающим, если наблюдается сильное действие напора воды в месторождении. Изотермическая ретроградная конденсация наступает для углеводородной смеси при температурах между критической и крикондентермом. Поэтому та же система ведет себя как нормальный газ, если она присутствует в пласте с температурой, превышающей температуру крикондентерма. При температуре и давлении, соответствующим дневной поверхности, разделение на конденсат и газ будет в этом случае таким же, как и из любого конденсатного пласта, но при условии, что в пласте отсутствует фазовое изменение. Циркуляция газа в этом случае совершенно не нужна, а пласт должен разрабатываться путем истощения давления, как обычное газовое месторождение.

Конденсатные залежи Наоборот если температура пласта ниже критической, то пластовая жидкость находится на точке насыщения, будучи в однофазном состоянии. Начальная продукция на поверхности тождественна с добываемой при условии, что пластовая жидкость представляет собой насыщенный пар. Однако в пласте происходит быстрое выделение газа и усадка пластовой жидкости, что ведет к уменьшению добычи жидкой фазы. Поддержание пластового давления при помощи закачки газа или воды и вытеснение массы пластовой жидкости необходимо для получения высокой добычи тяжелых углеводородных компонентов.

ГЛАВА РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН, КОЭФФИЦИЕНТЫ НЕФТЕОТДАЧИ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ 11.1. Введение. Целью настоящей работы является установление физических основ режима нефтяных месторождений с тем, чтобы можно было пользоваться ими на практике, а также использовать физические параметры, получаемые в процессе разработки нефтяных пластов. Эти физические основы считаются хорошо известными. Однако имеется еще много сторон в пластовых явлениях, которые нуждаются в объяснении и интерпретации. Многое еще необходимо сделать для согласования между собой идеализированных теоретических представлений, формулировок и фактических промысловых наблюдений, раньше чем можно будет получить формулы, имеющие количественное значение и непосредственно применимые к сложным системам, какими являются естественные подземные нефтяные резервуары. Технология нефтяного пласта требует точных численных формулировок, определяющих систему разработки месторождения в целом и его оценку. Необходимо дать расчетный метод для расстановки скважин. Уточнить извлекаемые запасы нефти и газа до осуществления капиталовложений в бурение, добычу, строительство трубопроводов, газолиновых заводов и т. д. Конечной практической целью науки о технологии пласта является познание методов разработки и эксплуатации естественных нефтяных коллекторов, обеспечивающих получение максимальной нефтеотдачи. В связи с этим рассмотрим современное состояние проблемы размещения скважин и оценки суммарной добычи. Несмотря на всю важность этого вопроса, решение этой задачи находится сейчас в менее удовлетворительном положении, чем большинство других задач технологии нефтяного пласта. 11.2. Расстановка скважин. До сих пор еще не получено исчерпывающих доказательств, что можно повысить или понизить Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас& возможную суммарную физическую или промышленную нефтеотдачу путем увеличения количества скважин, дренирующих данный нефтяной пласт, против норм, существующих на практике. Отсутствуют исчерпывающие доказательства, что, уменьшая количество скважин, дренирующих нефтяной пласт, против обычно существующих на практике, можно заметно повысить или понизить возможную суммарную промышленную или физическую нефтеотдачу. Форма кривых зависимости физически или промышленно возможной суммарной нефтеотдачи от плотности скважин на продуктива. ной площади оконча- ^ тельно не установлена. §~ Предельные точки ^ на кривых зависимости |[ «суммарная добыча — | размещение скважин» ^ установлены аксиома- ^ тически. При нулевой * плотности скважин сум- | марная добыча, физически и промышленно возможная, является Уплотнение снважин нулевой. Для бесконечной плотности скважин Фиг. 201. Схема возможного изменения физифизически возможная ческой суммарной нефтеотдачи в зависимости от уплотнения скважин. суммарная добыча ява—максимально возможная физическая нефтеотдача. ляется максимальной при условии, что она является вообще переменной величиной. Промышленно возможная суммарная добыча является в последнем случае нулевой, так как разработка нефтяного пласта при неограниченной плотности скважин немедленно приводит к большой убыточности предприятия. Полагая, что физически возможная суммарная добыча нефти может зависеть от расстановки скважин, зависимость ее от плотности скважин следует кривым, изображенным на фиг. 201. Наиболее важным фактором, отсутствующим на фиг. 201, является м а с ш т а б плотности скважин. Последняя величина представляет основную неизвестную в задаче по расстановке екважин. До сих пор не было получено успешного решения проблемы расстановки скважин строго аналитическим путем. Причина этого Термин «физическая суммарная нефтеотдача» принят, чтобы подчеркнуть максимально возможную добычу нефти для данного режима пласта вне зависимости от времени или стоимости извлечения этой нефти «Промышленная суммарная нефтеотдача» относится к той добыче нефти, которую можно получить безубыточно ко времени прекращения разработки яласта.

Глава заключается, очевидно, в практической невозможности решения основных динамических уравнений [уравнение 4.7(1)] даже для двухразмерных, свободных от влияния силы тяжести систем и без приближений, которые могут исказить или затемнить роль размещения скважин. Однако имеется одно решение указанного уравнения для переходного состояния, имеющее строго численный характер, но ограниченное одноразмерной системой и чисто газовым напором. Это решение недостаточно точно, чтобы, исходя из него, получить новое освещение проблемы размещения скважин. Лабораторные опыты по расстановке скважин не дали фактически никаких конкретных материалов, так как независимо от методических трудностей, присущих экспериментальной работе, основной нерешенной проблемой является масштаб моделирования. Имеется только несколько экспериментов по линеаризованному истощению пласта при режиме растворенного газа. Так, модели в несколько метров с небольшим масштабом могут и не обнаружить влияния на механизм вытеснения нефти, изменения расстояний дренирования, измеряемых сотнями метров. Для преодоления этой трудности можно принять в принципе общие критерии подобия. Подобная экспериментальная модель была предложена, но работа с ней создала иные осложнения и потому она еще не применялась к решению проблемы размещения скважин. Промысловых данных по размещению скважин имеется достаточно, но с точки зрения получения рекомендательных выводов или условий размещения скважин большая часть материала ке имеет особого значения и ценности. Многие старые месторождения, ныне истощенные, разрабатывались и эксплуатировались без документации, необходимой для описания физического характера пласта. В отношении этих месторождений известна общая конечная добыча из них, или добыча на 1 га. Даже нефтеотдача на 1 гам нефтяного горизонта в них мало достоверна. Месторождения, вступившие недавно в разработку, имеют ограниченное значение для решения проблемы расстановки скважин в целом, так как их суммарная добыча может быть определена только путем экстраполяции. Подобные расчеты неточны, если производить экстраполяцию на длительном интервале. Ограничение эксплуатационных дебитов, ставшее обычным в течение последних 18 лет, удлинило срок разработки месторождений. Поэтому полученная добыча из последних составляет лишь незначительную часть конечных значений суммарной нефтеотдачи. Кроме того, применение поддержания давления закачкой воды или газа в пласт и получение повышенной нефтеотдачи при первичной эксплуатации ограничивают возможность установления общей зависимости между добычей и расстановкой скважин. Переход потенциального газового режима в режим частичного или полного вытеснения нефти водой еще более усложняет Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запасб истолкование зависимости суммарной добычи от расстояния между скважинами. При известных физических данных пласта и полной динамике процесса нефтеотдачи из данного месторождения суммарная добыча нефти все же не дает непосредственно роли расстановки скважин в полученной добыче. Эту зависимость можно получить лишь из сравнения добычи по различным месторождениям с разным размещением скважин при прочих равных условиях разработки и физического состояния. Так как эти условия для естественных нефтяных пластов сильно различаются, то проблема размещения скважин остается по существу статистической. Это обстоятельство усложняет накопление данных по комплексу нефтяного пласта и добыче нефти, необходимых для получения конкретных выводов. По существу проблема размещения скважин относится к зависимости между величиной и эффективностью дренирования нефти и расстоянием между эксплуатационными скважинами. Если бы можно было найти подобную зависимость, она заключала бы в себе большое разнообразие переменных, в том числе время, свойства породы и характеристику нефтей. Кроме того, эта зависимость была бы связана с механизмом нефтеотдачи. В свете крайнего разнообразия нефтяных коллекторов вряд ли можно ожидать нахождения единой универсальной кривой или формулы, выражающей изменение дренирования нефти с расстоянием между скважинами. Дренирование в продуктивном пласте определяется в значительной мере количеством поступающей в скважины нефти. Разумеется, дебиты в десятки тысяч куб. метров нефти из одной скважины, дренирующей пласт умеренной мощности, означают, что нефть перемещается на большие расстояния к забою скважины. За исключением сторонников теории неизменного радиуса дренирования, выведенной из неправильно истолкованного эффекта Жамена (параграф 4.6), принято считать, что нет пределов для конечной реакции давления в пористой среде с непрерывно перемещающейся в ней жидкостью. Неопределенность в этом вопросе связана с величиной реакции, временем, необходимым для переноса ее в жидкости до отдаленных точек резервуара, и зависимостью между вытеснением нефти или истощением и реакцией давления в пласте. Считается, что существует убывающая эффективность дренирования нефти с расстоянием от ствола скважины. Единственным неопределенным элементом в этом рассуждении являются скорость изменения и интервал расстояний, при которых это уменьшение приобретает количественное значение. Однако доказательство этого очевидного положения отсутствует. Наиболее общим аргументом является утверждение, что в пласте имеется конечная величина энергии, связанная с каждой единицей объема, которая перемещает нефть лишь на ограниченное расстояние к забою скважины. Это допущение налагает Глава условие, что расходование пластовой энергии трения на единицу пути является по существу постоянной величиной (независимо от скорости или местной реакции элемента жидкости. Фактически же можно считать, что влияние расстояния до забоя скважины обычно компенсируется эквивалентным изменением скорости фильтрации так, что в конечном итоге общее расходование энергии не зависит от длины пути. Дренирование жидкости в пористой среде происходит на далекое расстояние. Детальный механизм этого дренирования полностью еще не выяснен. Принято считать, что скопление нефти и газа в пласте является результатом перемещения жидкостей из первоначального пласта-источника, который может находиться на очень большом расстоянии. Длительное питание нефтяных пластов водой из водоносных коллекторов, поддерживающее нефтеотдачу, например, в месторождении Восточный Тексас, предполагает передвижение массы воды на расстояния в десятки километров. Межплощадное перемещение нефти в пределах одного месторождения и истощение давления на неразбуренных участках вследствие эксплуатации других сообщающихся между собой частей общего продуктивного пласта показывают наличие движения жидкости в нем на многие сотни и тысячи метров. Известно, что при благоприятных условиях применение уравнения материального баланса приводит к согласию между истинным содержанием пласта и объемными расчетами. Отсюда следует, что по всему пласту существует значительное динамическое взаимодействие, включая площади, расположенные между эксплуатационными скважинами. Естественное продвижение краевых вод по всему продуктивному пласту представляет перемещение жидкостей в большом масштабе на расстояния, сравнимые с общими размерами пласта. Механизм гравитационного дренирования и расширения газовой шапки базируется на региональном и протяженном движении жидкостей вниз по крыльям пласта. Обычно принятая практика консервации скважин с высоким газонефтяным фактором является эффективным мероприятием по сохранению энергии пласта и основана на молчаливом допущении, что газ, сохраненный таким образом, вытесняет нефть с площади законсервированных скважин к более отдаленным скважинам, работающим при низких газонефтяных факторах. Наблюдения за интерференцией скважин определенно показывают сообщение между скважинами в ряде месторождений. Если принять во внимание масштаб времени, трудно найти доказательства отсутствия динамического взаимодействия по пласту, за исключением существования очевидных геологических адрерывностей или местной фациальной изменчивости продуктивной породы, создающей определенные барьеры для движения жидкостей.

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас53 «Тесное» или «свободное» размещение скважин, а также эффективное или недостаточное дренирование дают в основном качественную оценку полного или эффективного истощения давления и содержимого пласта во времени по отношению к работам по добыче нефти. Совершенно не оправдано утверждение, что можно получить равномерное и полное истощение нефтяного пласта за определенное время для всех месторождений при любой произвольной «свободной» расстановке скважин. Нельзя также согласиться с универсальным требованием «тесного» размещения скважин как условия, якобы необходимого для эффективной нефтеотдачи. 11.3. Физические соображения по размещению скважин. Водонапорные системы. С физической стороны проблема размещения скважин имеет значение в условиях однородного оласта, который разрабатывается при помощи групп равномерно расставленных скважин, индивидуально тождественных или эквивалентных. Если продуктивный пласт фациально изменчив, имеет линзообразную структуру или сброс, то размещение скважин должно быть, очевидно, достаточно тесным для обеспечения вскрытия по крайней мере одной скважиной каждой линзы или отдельного элемента залежи. Если продуктивные характеристики отдельных скважин зависят от местоположения их на структуре, то физическая сторона проблемы расстановки скважин может поглотиться статистическими данными о плотности и расположении скважин на промысловой площади по отношению к их продуктивности. В теоретических работах по размещению скважин необходимо идеализировать проблему, чтобы размещение скважин составляло единственный основной фактор, от которого зависят режим работы и добыча нефти. Необходимо также при рассмотрении проблемы расстановки скважин определить сначала характер существующего механизма нефтеотдачи, прежде чем формулировать режим скважины или пласта. Для пластов, эксплуатирующихся при гидравлическом напоре краевых вод, влияние размещения скважин на физически возможную конечную добычу нефти отсутствует.. Влияет только чисто геометрическая характеристика внедрения воды у вадонефтяного контура. Механизм полного вытеснения нефти водой налагает условие, что из водоносного резервуара имеется достаточная подача воды и энергии расширения последней в (Продуктивный коллектор для заполнения, вытеснения и отливки из него всей нефти. То же условие обеспечивается при закачке воды в пласт. Уплотнение скважин влияет только на эксплуатационную производительность нефтяного пласта в целом. Большая плотность скважин ускоряет общий отбор жидкости при низких перепадах давления в пределах продуктивного тласта. Однако динамика изменения давления и обводнения последнего зависит ско Глава оее от величины общего отбора из месторождения, но не от числа работающих скважин. Энергия, необходимая для вытеснения нефти из пластов с водонапорным режимом в течение всего продуктивного периода, обеспечивается бесконечным источником питания, и среднее ^расстояние, на которое перемещается наступающая вода в нефтяном коллекторе, по существу не зависит ют плотности скважин. Отсюда (размещение скважин не должно оказывать влияния на суммарную физически возможную добычу нефти. Возможно, что геометрическая эффективность вытеснения наступающей краевой воды может зависеть несколько от плотности скважин и влиять таким образом на промышленно возможную конечную добычу нефти. Это относится к площади, затопляемой водой, когда последняя прорывается впервые в ближайший ряд эксплуатационных скважин. Если принять наступление краевой ©оды как заводнение по линейной системе, то часть площади, лежащей между начальным водонефтяным контуром и ближайшим рядом эксплуатационных скважин, затопляемая наступающей водой, будет тем больше, чем ближе расположены скважины в эксплуатационном ряду. Если представление о линейности заводнения остается справедливым по мере затопления последовательных рядов эксплуатационных скважин и продвижения краевых вод через все месторождение, то эффективность вытеснения растет при разработке его плотно расставленными скважинами. Однако в практических условиях эксплуатация скважин при добыче 98% воды редко бывает экономически оправданной. Поэтому различие в теоретической эффективности вымывания по отношению к добыче чистой нефти не отражается на суммарной добыче при изменении среднего расстояния между скважинами, находящегося в практических пределах. В пласте с водонапорным режимом сетка равномерно расставленных скважин на площади пласта не является наиболее эффективным методом их разработки. Согласно параграфу 10.5 полное вытеснение нефти в круговом пласте-резервуаре с напором краевых вод можно осуществить три помощи идеальной схемы, состоящей из одной эксплуатационной скважины, расположенной в центре пласта. Но одна эксплуатационная скважина редко обеспечивает достаточный отбор из нефтяного пласта в целом, даже если она и работает в открытую. Поэтому размещение скважин кольцом относительно небольшого радиуса вокруг центра месторождения с центральной скважиной, пробуренной после обводнения этого кольцевого ряда повышает геометрическую эффективность вытеснения по сравнению с равномерной расстановкой скважин. Если пласт представлен моноклиналью с продвижением краевых вод в одном направлении, то ряд эксплуатационных скважин, расположенный вдоль контура местсн рождения, дает максимальную эффективность вытеснения.

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас Геометрическая эффективность вытеснения играет более важную роль в пластах с напором подошвенной воды. Это особенно верно для более или менее изотропных продуктивных пластов. Согласно параграфу 8.15 эффективность вытеснения для скважин с конечной величиной вскрытия залежи в системах с напором подошвенной воды определяется безразмерным параметром размещения скважин а — (a/h)Ykz/khj где а — расстояние между скважинами;

h — первоначальная мощность нефтяного горизонта;

khj kz —эффективные проницаемости по горизонтали и вертикали. Если а ^>3,5, местные конусообразные поверхности раздела вода — нефть под забоем каждой скважины сливаются с плоскостью первоначального уровня вода — нефть, не перехлестывая поверхности контакта соседних скважин. Добыча безводной нефти имеет постоянное значение для каждой скважины [уравнение 8.15(6)1 Общая добыча безводной нефти с данной площади изменяется обратно пропорционально квадрату расстояния между скважинами или пропорционально плотности размещения скважин. Такое влияние расстановки скважин вытекает из геометрии поверхности раздела вода — нефть в результате подъема водяного конуса и не отражает изменения эффективности микроскопического вытеснения нефти поднимающейся водой в зависимости от расстояния между скважинами. Эффективность вытеснения в теоретическом анализе пластов с напором подошвенной воды (глава 8) предполагается полностью независящей от размещения скважин. Общая промышленно возможная добыча нефти, включая сюда полученную после прорыва воды и вплоть до выхода скважин из строя, в системах с напором подошвенной воды возрастает не прямо пропорционально плотности размещения скважин, даже если я > 3,5. Однако некоторое увеличение добычи возможно и получается с увеличением плотности размещения скважин, пока расстояние между скважинами не становится столь малым, что местные подъемы водяных конусов ниже забоев отдельных скважин начинают сливаться между собой. Этот прирост не представляет интереса, если добыча на скважину мала и недостаточна для оплаты расходов на ее бурение и эксплуатацию. В условиях линейного изменения добычи с плотностью размещения скважин эффективность вытеснения нефти невелика при максимуме примерно 13% для а = 3,5 даже при минимальном вскрытии залежи забоем скважины. Если пласт имеет высокую анизотропность и значение а меньше 3,5 для расстояния между скважинами, обычно применяемого на практике, то эффективность вытеснения возрастает не линейно с плотностью размещения скважин. С увеличением плотности скважин прирост добычи из каждой дополнительно про Глава буренной скважины уменьшается, хотя эффективность вытеснения выше при малых а и расстояниях между скважинами. С физической стороны в водонапорных системах местная f эффективность выталкивания -нефти, связанная с механизмом вытеснения нефти водой, не должна зависеть от расстановки скважин. Последняя влияет на эффективность площадного или объемного вытеснения фронтом надвигающейся воды, что определяет собой промышленную конечную добычу. При водонапорном режиме, связанном с продвижением краевых вод, геометрическая эффективность вытеснения зависит скорее от общего размещения скважин и их местоположения, но не от абсолютного расстояния между ними. При напоре подошвенной воды эффективность вытеснения зависит от размещения скважин и может иметь значение в продуктивных пластах небольшой мощности, а также в мало изотропных2 пластах. Число эксплуатационных скважин для однородного водонапорного пласта определяется, исходя главным образом из экономического баланса между стоимостью бурения и эксплуатации и величиной добычи, которая может быть получена из дополнительно пробуренных скважин. Фактор времени, определяющий возможность получения добычи нефти в короткий срок, при высокой плотности скважин должен рассматриваться с точки зрения опасности ускорения падения давления в результате избыточных скоростей отборов при эксплуатации. 11.4. Расстановка скважин на месторождениях, использующих энергию газа. Физически возможная суммарная добыча нефти. В принципе проблема размещения скважин при любом режиме содержит две задачи: 1) изменение физически возможной суммарной добычи нефти в связи с размещением скважин;

2) изменение зависимости дебита нефти на скважину во времени по отношению к размещению скважин. Первый вопрос относится к чисто физической зависимости между выталкиванием нефти из пласта и размещением скважин, т. е. радиусом дренирования. Физически возможная суммарная нефтедобыча при режиме «растворенного газа» связана с полным истощением пластового давления до атмосферного по всему пласту, спустя неопределенное время -после «начала разработки.

Расстояние между скважинами теоретически влияет на механизм вытеснения нефти, воздействуя на скорости и градиенты давления у водонефтяного раздела. Существование такого воздействия спорно, так как скорость и градиенты давления на водонефтяиом разделе определяются. в основном суммарным отбором жидкости из пласта, но не расстояние?»* между скважинами. Это влияние может проявиться только в непосредственной близости к забоям скважин. 2 В большинстве подземных резервуаров с краевыми водами механизм напора подошвенной воды регулируется поведением приконтурных скважин. Если только нефтяной коллектор не строго однороден, то вертикальный подъем водяного зеркала может быть замаскирован широтным продвижением воды, характеризующим механизм водонапорного режима.

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас Второй вопрос имеет чрезвычайно важное значение с практической точки зрения, так как дает основание для введения в проблему экономических факторов. Если суммарная физически возможная добыча нефти одинакова при двух различных сетках размещения скважин, то промышленно возможная суммарная добыча нефти может быть отличной при различных площадях интегрирования, охваченных кривой зависимости «дебит нефти — время» до момента прекращения эксплуатации, определяемого предельными дебитами или давлением в пласте. При разборе водонапорных пластов было показано, что физически возможная суммарная добыча нефти не зависит от расстановки скважин, так как на эффективность механизма вытеснения нефти водой не должно влиять расстояние перемещения воды, а энергию для вытеснения нефти из пласта можно считать фактически неограниченной. Экономическая сторона решения задачи рассматривалась только в свете возможного влияния размещения скважин на геометрическую эффективность вытеснения нефти при заводнении, что в свою очередь определяет процент воды в текущем дебите и эксплуатационные расходы, а также время полного прекращения эксплуатации скважин или пласта в целом. Ограниченность запасов пластовой энергии при режиме «растворенного газа» не налагает условия изменения суммарной добычи нефти с размещением скважин. До сих пор еще не была получено теоретических либо экспериментальных доказательств влияния размещения скважин на физически возможное распределение конечного нефтенасыщения в пласте при этом режиме. Единственно известные экспериментальные данные о распределении насыщения в длинном образце (1,35 м) породы после истощения под влиянием выходящего из раствора газа указывают на равномерное насыщение среды, исключая концевой эффект. Можно было бы ожидать некоторого уменьшения остаточной нефтенасыщенности с приближением к стоку жидкости из образца в результате роста общего газового потока на единицу площади, но этому противоречит концевой эффект. Однако совершенно не ясно, в какой степени это явление может быть компенсировано увеличением притока нефти с приближением к забою скважины. Проведенные вычисления распределения нефтенасыщенности Б системе при полном истощении давления (до атмосферного давления) с использованием общих уравнений течения многофазной жидкости показали более низкие насыщения вблизи границы стока жидкости. Эти вычисления относятся лишь к линейной системе, а численный характер расчетов не дал возможности получить высокой точности анализа;

однако они показали, что распределение нефтенасыщенности не зависит формально от абсолютного расстояния до контура низкого давления или длины системы, а зависит лишь от отношения расстояния к общей длине Глава последней. Конечное распределение насыщения является функцией только общих свойств жидкости и породы. Общая физическая добыча при использовании энергии газа из колонки породы не зависит от числа центров отбора жидкости, используемых для истощения образца. Аналогичные соображения для замкнутых радиальных систем указывают, что конечное распределение в них насыщения зависит от радиального расстояния, выраженного отношением к максимальному радиусу, и что насыщение у внешнего замкнутого контура не зависит от радиуса питания. Это налагает условие получения суммарной добычи на единицу площади независимо от площади дренирования на скважину. Нельзя считать, что доказательство этого вывода не нуждается в дальнейшем подкреплении анализом. Однако нет оснований сомневаться в справедливости этого положения, так как теоретическое доказательство, его опровергающее, отсутствует. Поэтому можно считать, что физически возможная суммарная добыча из однородных пластов с режимом растворенного газа не зависит от размещения скважин. Удовлетворительное решение этого вопроса представляет большое научное значение, но оно не может решить практической проблемы размещения скважин, так как ограничено допущением, что механизм нефтеотдачи относится к режиму растворенного газа. Если принять возможность разделения жидкостей в пласте по удельному весу и гравитационного дренирования, то эти явления сильнее проявляются при больших расстояниях между скважинами и постоянстве их дебитов. Если гравитационное разделение между газом и нефтью влияет на суммарную добычу, то изменение в размещении скважин влияет соответственно на величину последней. Но если рассматривать гравитационный эффект как конечный механизм, контролирующий суммарную добычу, то размещение скважин приобретает второстепенное значение в отношении получения физически возможной суммарной добычи. 11.5. Промышленно возможная суммарная добыча нефти и размещение скважин на месторождениях с энергией газа. Промышленно возможную суммарную добычу нефти можно получить из кривой зависимости «падение дебита нефти от времени». Интеграл площади, ограниченной этой кривой ко времени, когда дебит нефти упал до предела, соответствующего прекращению эксплуатации, дает промышленно возможную суммарную добычу. Если построить такие кривые для различных сеток скважин и оценить их интегралы, можно получить изменение промышленной суммарной добычи с размещением скважин. В параграфе 7.6 был приведен приближенный прием построения кривой зависимости «дебит — время» для месторождений с режимом «растворенного газа», который основывался на общей теории истощения пластов энергией газа без учета размещения Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас скважин. Дебиты при любом состоянии истощения давались относительными коэффициентами продуктивности, которые также не учитывали влияния размещения скважин. За исключением дриведенного расчета линейной системы, до сих пор не известен расчет кривых зависимости падения дебита нефти во времени для систем с газовой энергией, основывающийся на уравнении 4.7 (1), где принимается во внимание радиус площади дренирования эксплуатационной скважины, связанный с наличием и интерференцией соседних скважин;

поэтому приходится прибегат ь к приближенным расчетам, имеющим относительную точность. Несмотря на очевидные ограничения в количественном значении, дебит нефти на скважину Q можно формально выразить в его предельном виде для установившегося состояния, а рабочий перепад давления взять как постоянную часть с от пластового давления р. Тогда Q можно выразить где гК—«радиус дренирования» 1, при котором ягк2 составляет «площадь дренирования» на скважину;

kH — проницаемость для нефти;

/г—мощность нефтяного горизонта;

/^ — вязкость нефти;

/? —коэффициент ее пластового объема. Пренебрегая любым изменением распределения насыщения, в пределах площади дренирования получим где QH— нефтенасыщенность;

/ — пористость. Путем объединения уравнений (1) и (2) можно формально выразить t как pkjk > * } где k — проницаемость для однофазной жидкости;

( — комплексная переменная времени. Если принять дополнительно, что @„ и р связаны согласно уравнению 7.3(1), можно оценить численно интеграл уравнеУравнение (1) налагает условие, что начальный дебит или коэффициент продуктивности зависит от г к, для существования которого отсутствует доказательство и получить последнее не представляется возможным. Однако по мере того, как суммарный отбор жидкости из пласта становится настолько большим, что начинает влиять на величину пластового давления у границы, находящейся на половине расстояния между скважинами, интерференция скважин или значение г будет отражаться на величине Q. Функциональная зависимость уравнения (1) будет в этом случае только приближением. Термин «радиус дренирования», примененный в данном случае, является лишь мерой линейного разрыва между скважинами и не налагает физических ограничений для течения жидкости (параграф 4, 6).

Глава ния (3), что дает t как функцию от р или дн. Подобная кривая для гипотетического пласта, из которого добывается нефть с уд. весом 0,875, построена на фиг. 202. Так как переменная времени t включает радиус площади дренирования г к, то кривая давления (фиг. 202) дает обобщенную кривую падения давления при всех размещениях скваQ жин в рассматриваемом гиtoo потетическом пласте, допу30 60 ская справедливость уравнений (1) и (2). Соответствуюjff-л дебита также Jff <4г щ е е падение X &?P4-J—I—I—I—I—I—I—I—1—4—\?.п » приведено на фиг. 202, где Q определяется из to \s 8 8 Л 1 к \ \ V Vч \ \ V Л г \ •и « I Из уравнения (2) видно, что средняя суммарная добыча на единицу порового объема составляет р= (5) V Л N ч ол о ОЛО Т) Фиг. 202. Расчетные кривые падения пластового давления и текущего дебита для гипотетического пласта с режимом растворенного газа;

Q и 7 — без,ь wH /2_ W где индекс I относится к начальному значению. Отсюда,,«„„,, МОЖНО получить зависимость между суммарной дооычеи и дебитом нефти. Д л я скJ стемы пласта, приведенного на фиг. 202, изменение Q с Р приведено на фиг. 203. Абсциссы на фиг. 203, очевидно, дают промышленную суммарную добычу, если в значение Q вместо Q подставить дебит нефти QH ко времени прекращения эксплуатации. Из уравнения (4) ясно, что независимо от размещения скважин промышленно возможная суммарная добыча нефти определяется дебитом на пределе прекращения эксплуатации, приведенным в миллидарси-метр нефтяного горизонта. В частности, Р уменьшается с ростом значения предельного дебита нефти в миллидарси-метр, что и можно ожидать из общих соображений К Простая зависимость уравнений (1) — (5) от произведения kh не учитывает возможного изменения насыщения связанной водой и соотношения «проницаемость—насыщение» по отношению к колебанию проницаемости. Если учесть эти явления, то зависимость суммарной нефтедобычи от к н h может быть отличной.

размерные параметры дебита и времени, Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас Изменение Р с радиусом дренирования гк, очевидно, происходит медленно, так как оно входит в уравнение (4) в логарифмичег ском виде. Так, если принять QH= 2,4 м 1 сутки, a kh = 375 миллидарси-метр, то Q становится (0,0055/с) \g rK/rc. Отсюда при плотности 4 га на скважину для с = 0,1 и г с = ^ конечная ДОбыча составляет 12,4% порового пространства. Если плотность уменьшить до 16 га на скважину, то добыча составит 12,3% порового пространства, что дает снижение ее на 1 % по отношению к 4 га на скважину.

по юо \ \ \ \ V \ во is ^ ч ч -"Ч *Ч 1* w 30 20 W 1 Z 3 V 5 6 к ч.

И Суммарная нефтеотдача* Рощ парового пространство.. °/о Ъ 10 П ФИГ. 203. Расчетные кривые приближенного изменения параметра текущего дебита Q в зависимости от средней суммарной нефтеотдачи Р для гипотетического пласта с режимом растворенного газа.

Были приняты попытки решить проблему расстановки скважин при помощи подсчета распределения насыщения в момент прекращения эксплуатации, что определяется падением дебита нефти до экономического предела. Эти решения основаны на допущениях относительно характера течения жидкости в момент прекращения эксплуатации. Допустим, что каждая единица продуктивной площади независимо от местоположения на структуре принимает равное участие в общей нефтеотдаче из скважины QH, так что dr к где гк —радиус площади дренирования скважины;

kH—проницаемость для нефти;

[ivfi — вязкость и коэффициент пластового Глава объема нефти;

р — давление при г в состоянии прекращения эксплуатации. Взаимосвязь между kn или (Насыщением жидкости и давлением была уточнена добавлением допущения, что газонефтяной фактор для фазы свободного газа является постоянным, т. е. у = const, (7) где у^кг/кн —отношение проницаемости для газа и нефти;

у —плотность газовой фазы;

[лг—ее вязкость. Предполагается, что р известно приг к. Для определения постоянной величины в уравнении (7) уравнение (б) было решено для различных значений постоянной, пока распределение насыщения остаточной нефти, осредненное по всей площади до гк, не стало соответствовать заданной средней добыче нефти, полученной из общего решения для процесса истощения энергии растворенного газа. Средняя добыча для расстояний между скважинами меньше соответствующего гК рассматривалась как средняя для различных радиальных расстояний, определяемых из основного распределения насыщения, вычисленного для начального радиуса площади дренирования г к. Так была получена зависимость промышленной суммарной добычи и размещения скважин при том же предельном дебите нефти ко времени прекращения эксплуатации QH. Падение добычи нефти для систем разработки с различным размещением скважин было получено путем вычисления изменения коэффициента продуктивности в зависимости от пластового давления или суммарной добычи, принимая последовательность убывания забойных давлений эксплуатационных скважин. Соответствующие дебиты нефти прилагались ко всем скважинам независимо от их расстановки так, что отборы нефти по месторождению были прямо пропорциональны плотности размещения скважин при любом заданном пластовом давлении. По этим данным были построены кривые зависимости дебита от.суммарной добычи, допуская, что суммарная добыча при данной расстановке скважин и пластовом давлении пропорциональна суммарной добыче ко времени прекращения эксплуатации сданным расстоянием между скважинами. Приложение этого метода к площади продуктивного пласта в 64 га с QH = 2,4 мг/сутки, kh = 4,2 дарси-метр, р(гк) = 5, 1 ат и конечной средней отдачей для 64 га в 20% показало, что содержание остаточной нефти при прекращении эксплуатации менялось на 1,6% в пределах всего интервала расстояний. Изменение в отдаче при плотности менее 64 га на скважину приблизительно повторяет кривую распределения насыщения. Известен аналогичный анализ с применением различных допущений относительно распределения давления и состояния течения ко времени прекращения эксплуатации. Было принято, что предельный дебит нефти Q H распространяется одновременно на всю площадь дренирования, т. е. сохраняются условия строго Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас установившегося течения. Тогда вместо уравнения (6) распределение давления будет выражено 2nk hr dp.

-jf*= const.

, (8) Принимается также, что зависимость между йефтенасыще-нием и давлением аналогична имеющему место при механизме истощения пласта при режиме «растворенного газа». Распределение давления получается тогда путем интегрирования уравнения (8), начиная от забоя скважины и полагая, что давление в скважине соответствует Q. Прилагая этот способ для случая с предельным дебитом.нефти 0,8 м3/сутки, из песчаника мощностью 3 м, проницаемостью 10 миллидарси, давлением на забое скважины в 0 ат было найдено, что пластовое давление возрастает до 85,3 ат при расстоянии 192 м, а насыщение нефтью меняется от 27,1 до 30,6% между забоем скважины и интервалом 192 м. Результаты подобных расчетов для других условий продуктивного коллектора и различных сеток расстановки скважин приведены в табл. 29. Эти вычисления произведены для пластовой жидкости, нефти и природного «газа из нефтяного месторождения Домингуец, Калифорния, с начальным коэффициентом пластового объема нефти 1,42, растворимостью газа 123 м3/м3, пластовым давлением 204 ат и температурой 104,5° С.

Таблица Подсчет промышленной суммарной добычи нефти для пластов с режимом „растворенного газа" Уплотнение в га на скважину Суммарная Мощность Проницае- Насыщение добыча нефпесчаника, мость, связанной ти в % к зам миллидарси водой, % пасу нефти в пласте 30 30 30 30 3 30 3 30 0,186 0,74 2,95 11,82 11,82 11,82 11,82 11,82 11, 10 10 10 10 10 57 57 500 45 45 45 45 45 30 20 40,6 40,4 40,2 40,2 32,8 37,5 36,8 32,9 32, Данные по проницаемости были взяты из опытов Леверетта для рыхлых песчаников. Цифры, приведенные в табл. 29, не имеют абсолютного значения, IHO ИХ относительные величины Глава отражают влияние различных.переменных. Так, первые четыре ряда цифр показывают на постепенное уменьшение промышленной суммарной добычи нефти с увеличением расстояния между скважинами. При изменении только мощности пласта суммарная добыча уменьшается с падением последней при постоянных предельных экономически выгодных дебитах. Влияние этого фактора снижается для пластов с высокой проницаемостью. Изменение величины суммарной добычи с проницаемостью, как показано в табл. 29, различно для.пластов мощностью 3 и 30 м и зависит, очевидно, от насыщения продуктивного коллектора связанной водой. Из приведенного разбора видно, что полученные графические и аналитические выводы основываются на различных допущениях, < е имеющих строгих доказательств, а фиг. 202—203 покан зывают, что физически (возможная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Постоянство газонефтяного фактора для фазы свободного газа при забрасывании месторождения, вытекающее из уравнения (7), не может иметь места в условиях установившегося течения многофазной жидкости для переходного состояния и является неудачным приближением. Интегрирование уравнения (8) использует зависимость между насыщением нефти и пластовым давлением, которая не учитывает размещения скважин. Зависимость эта налагает условие, что местный газонефтяной фактор в момент забрасывания месторождения может достичь максимума в пределах площади дренирования. Отсюда можно сделать вывод, что нет строгого решения проблемы (расстановки скважин даже для простого случая, и различные допущения, принятые в анализах, не могут дать удовлетворительной оценки реальному влиянию расстановки скважин на суммарную добычу нефти. При современном состоянии проблемы расстановки скважин для пластов с режимом «растворенного газа» теоретически следует, что физически возможная суммарная добыча рассматривается независимо от расстояния между скважинами или площади дренирования на скважину. Это заключение является лишь допущением, так как отсутствует твердое опровержение этого положения. Однако все приближенные методы анализа приводят к одному и тому же выводу, что в пределах физических свойств естественных нефтяных пластов с режимом растворенного газа промышленная добыча медленно возрастает с увеличением плотности размещения скважин. Окончательная промышленная оценка проектов разработки с различным размещением скважин в основном контролируется чисто экономическими факторами. Последние даже в условиях строгого постоянства промышленно возможной конечной добычи дают расстояния между скважинами, колеблющиеся в очень широких пределах. 11.6. Промысловые наблюдения над зависимостью между расстановкой скважин и нефтеотдачей. Анализ добычи нефти по Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас отдельным промысловым площадям, приуроченным к единому подземному резервуару, но разрабатываемым при различном размещении скважин, чреват большими трудностями. Ранние исследователи считали, что изменение средней суммарной добычи обратно пропорционально среднему расстоянию между скважинами. Этот вывод носит название «правила Котлера». Однако в свете более поздних исследований оказалось, что данные, на которых было основано это «правило», включают посторонние факторы, опособствовавшие получению повышенной суммарной добычи из площадей с более высокой плотностью расстановки скважин. Доказательством справедливости «правила Котлера» и возможности его обобщения для сравнения различных пластов является анализ суммарной добычи из водонапорных месторождений, приуроченных к линии сбросов Микша-Пауэлл, Тексас, где добыча нефти производилась из пласта песчаника Вудбайн« Однако дальнейший подробный анализ нефтяного коллектора И продуктивных характеристик изученных пяти месторо' ждений показал, что в пределах неопределенности основных пластовых данных систематического изменения суммарной добычи с размещением скважин не наблюдалось. Наиболее полным исследованием зависимости добычи нефти от возможного (влияния размещения скважин является изучение данных по 103 месторождениям, опубликованных в 1945 г. Несмотря на обширность представленного материала, по нему нельзя сделать полного количественного статистического анализа. Так, лишь 26 из перечисленных месторождений эксплуатировались исключительно при режиме растворенною газа или расширения газовой шапки- Пористость коллекторов в них колебалась от 12,5 до 29%;

проницаемость от 7 до 2000 миллидарси;

.насыщение связанной водой от 2 до 40%, а уд. вес сырой нефти 0,919—0,793. Самая низкая вязкость пластовой нефти — 0,45 сантипуаза, а наивысшая 9,5 сантипуаза, коэффициент начального пластового объема нефти минимум 1,03, а максимум 1,67;

среднее уплотнение скважин колебалось от 1,12 до 18,8 га на скважину. Все эти факторы имеют некоторое влияние на промышленную суммарную добычу, но выявить их индивидуальный эффект по такому небольшому количеству данных, очевидно, невозможно. Однако, если рассматривать размещение скважин как первичную переменную, влияющую на суммарную добычу, следует ©тметить, что не было обнаружено значительного эффекта. Это видно из фиг. 204, где нефтеотдача в пределах 166,3 м3/га м до 778,8 м3/га м была перечислена в эквивалентное конечное насыщение свободным газом. В общей теории нефтяного пласта с режимом растворенного таза было показано, что при сравнительном исследовании пластов с различными физическими характеристиками конечное насыщение их свободным газом дает более точный показатель общей нефтеотдачи, чем абсолютная Глава добыча, выраженная кубометрами на 1 га м или в долях норового пространства. На фиг. 204 виден большой разброс точек насыщения свободным газом в пределах 14—57%. Очевидно, это означает, что многие из исходных данных имеют большие погрешности или же на суммарную добычу влияют другие факторы и сильнее, чем размещение скважин. Если нанести отдельно зависимость газонасыщения пласта от расстановки скважин для групп с различной вязкостью нефти, то данные для двух групп с наименьшей вязкостью проявляют тенденцию к увеличению конечного насыщения газом с ростом расстояния между скважинами, а это вряд ли согласуется с общими физическими соображениями.

801 j 70 60 i Вязкость пластовой, нефти, ^ санти О 0,0-КО 0 1,0-2,0 О 2,0-Ц0 Ф 4-,0-fOO луаэы О о Ос р о Средняя е ^ «o t Q —ф.

ф о~ О «г го ю о • © Z U И П Среднее уплотнение на скважину, га, Фиг. 204. Зависимость конечного насыщения пласта свободным газом при естественном истощении по отношению к уплотнению скважин (по промысловым данным).

Кроме того, фиг. 204 только частично основывается на данных по месторождениям, в основном истощенным при режиме растворенного газа. Часть данных относится к пластам с газовой шапкой и гравитационным дренированием. Это обстоятельство вводит дополнительную трудность при обнаружении влияния расстановки скважин на суммарную нефтеотдачу, если оно и существует. Во всяком случае фиг. 204 показывает, что данные, собранные по месторождениям с газовой энергией, недостаточны для выявления какого-либо «положительного влияния расстановки скважин на промышленную суммарную добычу нефти. Казалось, что остальные 74 водонапорные залежи могут дать лучшую основу для статистического истолкования по сравнению с рассмотренными коллекторами. Однако и эти данные имеют весьма разбросанный характер. Пористость продуктивных пла Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас стов для этих залежей колебалась от 13,4 до 35%;

проницаемость от 40 до 5000 миллидарси, пределы насыщения связанной водой 10 и 42,5%;

уд. вес нефти от 0,955 до 0,782;

начальная пластовая вязкость ее от 0,40 до 158 сантипуаз;

наименьшее уплотнение скважин 1,4 га, наибольшее 26,25 га на скважину. Коэффициент нефтеотдачи при вытеснении водой лучше всего выражать при помощи среднего остаточного нефтенаеыщения пласта в долях порового пространства. В то время как вычисленная суммарная добыча колеблется от 264 до 1538 м3/га м,.насыщение остаточной нефтью изменяется от 60,9 до 17,9%. На фиг. 205 построена зависимость «насыщение остаточной нефтью — размещение скважин» для месторождений, приуроченных к песчаникам, исходя из собранных данных и сгруппированных согласно вязкости нефти.

"Вязкость пласто$нк пи^сантипуааы о qo-w Q BbmtrfOLQ 1,0-2,0 ® в 4-.0- U « s io 12 tv /6 18 20 гг гч- в гв Среднее уплотнение но сндажинц, га. Фиг. 205. Зависимость остаточного нефтенасыщения пласта при естественном его истощении по отношению к уплотнению скважин для залежей нефти, приуроченных к песчаникам и имеющих гидравлический режим.

Большой разброс в насыщении остаточной нефтью на фиг. 205 отражает либо большие ошибки в исходных данных, либо влияние других факторов, помимо размещения скважин, а быть может является результатом того и другого. Можно внести также соответствующие поправки при помощи вторичного.нанесения на график данных по зависимости «остаточное нефтенасыщение — вязкость нефти», а затем дать иоследователь'но отклонения от средних тенденций по отношению к частичному падению давления на протяжении всего процесса эксплуатации и по отношению к проницаемости пласта. На фиг. 206 дано исправленное насыщение остаточной нефтью по пласту в зависимости от расстановки скважин. Про Глава межуточные поправочные диаграммы подтвердили, что остаточное нефтенасыщение растет с увеличением вязкости пластовой нефти и частичного падения давления, а также с уменьшением проницаемости. Доказательство этих положений, хотя и известных заранее, со строго статистической точки зрения отсутствует. Отсутствие зависимости исправленного остаточного нефтенасыщения от расстановки скважин согласно фиг. 206 показывает, что суммарная добыча нефти не зависит от размещения скважин.

^ 70 tin I» ^ ^ < Ф о > 0 ™o С О LP I CD С c_ О • о с ч го О 20 с >o г» О Z 8 10 11 / 16 /8 20 22 Ш Z6 23 Среднее уплотнение на сндажинц, га, Фиг. 206. Зависимость уплотнения скважин от. наблюденного или вычисленного остаточного нефтенасыщения в истощенных пластах с водонапорным режимом, скорректированного на вязкость пластовой нефти (1,05 сантипуаза), падение пластового давления при истощении (0,15) и проницаемость (700 миллидарси).

Отсюда ясно, что независимо от способа обработки статистических данных последние не дают доказательств изменения суммарной добычи нефти с расстановкой скважин и не подтверждают существования подобного изменения в действительности. Эти же материалы показывают, что влияние иных факторов, например, вязкости нефти, проницаемости пласта, степени активности напора воды и т. д. может быть практически значительно сильнее, чем эффект от размещения скважин. 11.7. Интерференция скважин. Интерференция между эксилуатационными скважинами, а также промысловыми площадями, на которых производятся отборы в пределах единых нефтяных подземных резервуаров, отражает сообщаемость и перемещение жидкостей -в пористой среде. Явление интерференция связано с проблемой размещения скважин качественно. Сюда входят наблюдения за местным взаимодействием скважин из данного пласта, перемещением жидкости из отдельных частей Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас единых подземных резервуаров, истощением давления илк жидкостей (или же отсутствием подобного истощения), связанным с работами по добуриванию пласта, а также промысловые эксперименты по установлению и изучению интерференции скважин. В нефтяном пласте 1Бсуществует интерференция, в основном связанная с геометрическими свойствами линий тока жидкостей, так как по ?J этим линиям может влиять расстояние между локализованными фокусами отборов. Однако ни одну из сторон рас28 сматриваемого явления нельзя истолковать количественно вследствие особых условий, связанных с возможным колебанием добычи нефти в зависимости от расстановки скважин. Явление интерференции проливает свет на общее поведение жидкостей в пористых средах, что лежит в основе всей проблемы режима нефтяных коллекторов. В пределах нефтяного пласта иногда наблюдается местное перемещение нефти и газа, связанное с замедленной разработкой месторождения. Такое явление имело место в песчанике Вилькокс месторождения Оклахома Сити (фиг. 207). Южная часть по- Ф и г. 207. Схема месторождения Окследнего ниже линии ЛА раз- лахома-Сити, показывающая интеррабатывалась в 1930—1933 гг. ференцию между отдельными участками залежи Протяженность месторождения На Я'ттто -ЧЯКТШ1ТРНЯ R 1Q4R г Г Т Р П ОЫЛа З а к о н ч е н а В 1УОО I. l i e p ВОНаЧаЛЬНОе ПЛаСТОВОе Д а В Л е „ В 1гчпг Север была И установлена ^ J-разработка 1930 — 1933 гг.;

2-разработка 1936 г.;

3 — площадь пониженных давле 19t Г.

еГО разработка ние на южной площади было 183 ат при глубине залегания продуктивного пласта 1578 м. Одна из первых скважин на северной площади имела начальное забойное давление 39,1 ат. Было подсчитано, что по крайней мере 9 600 000 ж3 нефти переместилось через линию АЛ в быстро истощавшуюся площадь на юге в результате местного градиента давления. Большая численная суммарная нефтеотдача, равная 1444 лз/гд л ;

S— вычисленная суммарна» нефтеотдача, равная 594 м*\га м;

6—северная часть месторождения.

ний ИЛИ „ИСТОЧНИК интерференции";

4—вы Глава часть этой переместившейся нефти была, очевидно, отобрана из заштрихованной площади на фиг. 207 между ЛЛ и ВВ. Дренирование одной скважиной большой площади в проницаемом пласте видно из работы разведочной скважины на водонапорной нефтяной доломитовой залежи Арбокль в Канзасе. Последующая разработка месторождения началась через 30 мес. после ввода в эксплуатацию первой скважины. За 30-месячную эксплуатацию без интерференции со стороны других эта скважина дала 72 000 м3 нефти, или 31% всех запасов месторождения. Средняя добыча по каждой из остальных 9 скважин составила лишь 17 750 м3. Бурение промежуточных скважин или бурение на уплотнение представляет собой попытку извлечь из пласта нефть, которую, очевидно, нельзя.получить через существующую сетку скважин. Если промежуточная скважина проводится намного позже окружающих и имеет дебит и давление, аналогичные ранее пробуренным внешним скважинам, необходимо сделать вывод об отсутствии интерференции и дренирования продуктивной площади последними. Если же дебит промежуточных скважин в момент ввода их в эксплуатацию не отличается от текущего дебита внешних скважин, то ясно, что последние полкостью дренируют пласт, и дополнительное бурение является нецел есообразньим с точки зрения повышения суммарной добычи из пласта. В естественных условиях наблюдаются оба типа дренирования пласта, — от крайних случаев, когда интерференция полностью отсутствует, до таких, когда пласт в -месте расположения пробуренных промежуточных скважин также истощен, как и площадь, вскрытая ранее пробуренными внешними рядами скважин. Новая скважина, пробуренная в плотно сцементированном пласте уже после того, как все месторождение в целом сильно истощилось, а остальные скважины переведены на механизированную добычу, нередко может быть закончена с фонтаном, дебит которого равняется производительности всего остального месторождения. Однако ;

можно встретить пробуренную промежуточную скважину при вводе ее в эксплуатацию с дебитом и давлением, соответствующим окружающим скважинам. Так, например, в пласте известняка Хентон в месторождении Дилл, Оклахома, имелся неразбуренный участок в 16 га. На этом участке была пробурена скважина с начальным дебитом 16 м3/сутки и давлением 7,7 ат. Газонефтяной фактор в ней остался таким же, как и в окружающих скважинах, которые работали уже по 5 лет. Начальные средние дебиты и давление в месторождении были 240 м3/сутки и 117,5 ат. Средняя суммарная нефтеотдача на скважину из первона3 чально пробуренных скважин была 26 600 ж, между тем как добыча из скважин, пробуренных на уплотнение, составила не свыше 10 400 мд на каждую. Дополнительное бурение скважин на нефтяные пласты с газовой энергией не дает дебитов и сум Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые 3anaci марной нефтеотдачи, которые получаются на ранней стадии разработки месторождения, и фактически показывает истощение нефтесодержания в пласте первоначально пробуренными сжважинаади. Если толыко нефть в пласте не сохраняется при эксплуатации в состоянии пересыщения, падение пластового давления приводит по необходимости к выделению газа и вытеснению нефти. Нет основания считать, что вытеснение нефти из пласта, связанное с выделением газа на неразбуренном участке, существенно отличается от соответствующего механизма нефтеотдачи на площади, тяготеющей к эксплуатационной скважине. Время, необходимое для развития реакции пластового давления на отдаленных от эксплуатационных скважин точках, не может быть количественно сформулировано. Однако физические процессы, связанные с падением давления, происходящим в пласте, не зависят от расстояния конечной точки выхода жидкости из пласта до дренируемой породы. Вполне закономерно, что из скважин, законченных в пластах с низкими давлениями и малыми начальными дебитами, получается низкая суммарная нефтеотдача. Начальные состояния необходимо рассматривать как промежуточные фазы истощения нефти и газа, наступившего в результате процессов вытеснения нефти, определяющих режим пласта в целом, но не как произвольно выбранные независимые параметры последнего. Перейдем теперь к рассмотрению явлений интерференции в процессе испытаний, проводимых 'на промыслах, с целью установления и измерения взаимодействия между скважинами, работающими из общего резервуара. При этих экспериментах масштаб времени сильно занижается по сравнению со временем наблюдения общего истощения пласта, где происходят явления интерференции. Следует ожидать, что положительная интерференция означает быструю сообщаем ость «между скважинами и хорошую проницаемость коллектора, но отрицательные наблюдения интерференции при кратковременном испытании еще не указывают на отсутствие сообщаемости между скважинами на длительном отрезке времени. В испытаниях.по установлению интерференции можно применять разнообразные методы. Наиболее обычным является способ наблюдения над забойньим давлением в группе простаивающих скважин, окружающих центральную работающую скважину с меняющимся дебитом, а также обратная процедура наблюдения над центральной скважиной, находящейся в простое, при работающих окружающих скважинах. Были проведены наблюдения за комплексным влиянием кольцевой батареи скважин на центральную простаивающую скважину в месторождении Холли Ридж в Луизиане. Продуктивный песчаник залегал «а глубине 2520 м;

мощность пласта 7,5 м, проницаемость 35 миллидарси и пористость 20%. Недонасыщенная нефть имела вязкость 0,9 сантипуаза и коэффи Глава диемт пластового объема 1,54. После того, как 8 скважин, окружающих центральную на участке в 16 га (с расстоянием между скважинами 396 м), были закрыты на 30 час, они были 3 переведены на откачку 40 м /сутки каждая. Давление на забое центральной простаивающей скважины упало от начального значения 251,6 ат до 250,9 ат через 20 час, а после 69 час работы оно упало до 249,2 ат. Экстраполяция данных наблюдения показала, что падение давления превысило бы 20,4 аг, если бы испытание продолжалось 30 дней. Подобный же эксперимент был проведен на залежи Кар ми в Канзасе, где продуктивным коллектором является доломит Арбокль, залегающий на глубине 1282,5 ж. Наблюдение показало падение давления в 1 ат на центральной скважине при сетке из 9 точек, когда окружающие скважины на участке 336 га эксплуатировались с дебитом 0,8 м^/час. Давление упало еще на 0,68 ат, когда скорость откачки из окружающих скважин была увеличена до 1,28 м*/час. Дальнейшее увеличение откачки до 1,44 м3/час вызвало дополнительное падение давления в центральной скважине до 2,04 ат. Испытания этого типа показывают большее влияние интерференции по сравнению с обратным методом, но все же они дают суммарный эффект от работы различных скважин. Отдельные доли участия (последних в интерференции не могут быть определены без дополнительных исследований. Были произведены также замеры падения давления в простаивающих периферийных скважинах при работе одной центральной. Испытания проводились на залежи Силика в Канзасе с крайне недонасыщеняой газом нефтью из доломитового пласта Арбокль. Было отмечено, что столб жидкости в шести простаивающих скважинах начал снижаться через несколько часов, после того, как в центральной скважине заработал насос;

в четырех испытуемых скважинах падения уровня жидкости не наблюдалось. Простаивающие скважины, где не было отмечено реакции давления, находились к северо-востоку от действующей скважиньь Очевидно, на северо-восток от действующей скважины сообщаемость жидкости гораздо хуже, чем в других направлениях. Этот тип наблюдений имеет большую ценность для выводов по интерференции скважин, так как здесь использовалась как действующая единица центральная скважина, но не периферийные. Последнее испытание представляет интерес в том отношении, что не все кратковременные испытания на интерференцию дают положительный эффект, даже в условиях недонасыщенности пластовой нефти. На фиг. 208 приведены результаты опытов по определению интерференции, включающих изменения условий откачки периферийных скважин;

испытания проводились с водяными скважинами, работавшими на водоснабжение 'г. Хьюстона. Скважина № 3, в которой.производились замеры столба жидкости, давала воду из песчаников на глубине 165—276 м. В начале Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые 3anaci испытания скважина № 3, дебит которой составлял 8 м%1мин, была закрыта. Последующий процесс накопления давления выражен отрезком / на фиг. 208. Затем через 1 ч. 55 м. скважина № 1 в 237 м на юго-восток от скважины № 3 была переведена на насосную откачку с дебитом 0,85 м?1мин. Дальнейшее замедление процесса (накопления давления дается отрезком //• После откачки в течение 5 ч. 5 м. скважина № 1 была закрыта, что привело к росту давления, представленному отрезком ///. Спустя 11 ч. 45 м. скважина № 5 в 181,5 м к юго-востоку о т № 3, Часы го гг Фиг. 208. Испытания на интерференцию водяных скважин в Хьюстоне. Уровни замерялись по скв. № 3.

— остановка скв. № 3;

//—пуск скв. № 1;

///—остановка скв. № 1;

IV—остановка скв. >fc работавшая с дебитом 6,7 м3/мин, была закрыта;

почти немедленно уровень жидкости в скважине № 3 -начал резко подниматься, как это показано отрезком IV. Полученные данные :не анализируются, но яшо, что проведенные испытания доказывают существование эффективной взаимосвязи между испытуемыми скважинами. Если явления интерференции происходят при движении однофазной жидкости, что имеет место в случае недонасыщенных жидкостей, а также в однородном пласте, то для их истолкования можно применить теорию упругой жидкости, рассмотренную в главе 8. В частности, при испытаниях интерференции скважин количественные эффекты, связанные с изменением отбора жидкостей Глава 11 подсчитаны при помощи из отдельных скважин, могут быть уравнения 8.7(3) в ©иде Е 1 ] a где Ар — падение давления и снижение уровня во время t при расстоянии г от скважины, которая работала с момента t = О при постоянном дебите Q на единицу мощности пласта;

а — вязкость нефти;

ft — коэффициент ее пластового объема;

к — ее сжимаемость (упругость);

k и / — проницаемость и пористость пласта. Безразмерный аргумент функции Ei выражен в любых соответственных единицах. Для больших значений t или малых значений г асимптотическое разложение функции Ei приводит к предельному виду для перепада давления: Ар (am) = i ^ ^ ( l g ^ _ 0,5772). (2) налагая, таким образом, условие логарифмического нарастания во времени. Однако при больших расстояниях от скважины или при малых значениях t уравнение (1) приближается асимптотически к виду Ар (am) - 0,1215 *^™ [ 1 - 0 (-^)J.

(3) Реакция давления уменьшается очень быстро с увеличением расстояния от скважины, из которой производится отбор жидкости. Применяя уравнение (1) при истолковании данных об интерференции, делают допущения для эффективных средних значений к/р пав области между эксплуатационной и наблюдательной скважинами. Количество 4nkAp/fiQfi тогда 2 наносится на график по отношению к r /4at или, более удобно, по отношению к Aatjr2. Если полученная кривая следует функциональному изменению Ei, согласно уравнению (1) можно считать правильными допущенные значения kj/uP и а. В противном случае подбираются другие значения параметров до тех пор, пока кривая, составленная из данных Ар по отношению к /, не ляжет на кривую функции Ei. Если свойства пласта и пластовых жидкостей строго однородны по всей испытуемой площади, то для различных скважин в исследуемой группе значения kl\i$ и а совпадают с кривой Ei, причем поправки делаются только на соответствующие значения /\ Кроме того, перепады давления у забоя эксплуатационной скважины, принимая за г — радиус скважины, также ложатся на эту кривую, как и перепады давления отдаленных скважин. Если данные различных скважин нельзя согласовать с кривой Ei при тех же значениях для kji^p и а, необходимо до Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые 3anaci пустить неоднородность пласта. На фиг. 209 приведен пример почти точного совпадения с уравнением (1) данных об испытаниях на интерференцию. Эти данные были получены в месторождении Восточный Тексае, где недонасыщенный характер нефти и местная однородность продуктивного пласта обеспечили возможность применения уравнения (1). Кривая, проведенная через полученные точки, представляет функцию Ei, причем константы, принятые для значений ординаты и абсциссы, были kh/ta=45y kJfMcf = 1,7-105, где к выражено в дарси, /г — в м, к — в am-1 и время — в днях. Из графика видно, что точки в правой части, соответствующие падению 0,01 *~ W to to jlKfr ю* ъ W ю Фиг. 209. Кривая интерференции скважин (по промысловым данным).

Сплощная кривая дает изменение функции Ei;

1 — периферийные скважины;

2—эксплуатационные скважины.

давления у забоя эксплуатационной скважины, ложатся на ту же кривую, что и точки, определенные для периферийных* простаивающих скважин. Последние наблюдения были взаимно увязаны в пределах экспериментальных ошибок и не потребовали произвольного выбора исходных физических констант. Совершенно иные результаты были получены при обработке данных испытаний по интерференции на залежи Силика (фиг. 210). Здесь наблюдаемые снижения уровня жидкости даны ординатами, абсциссы представлены переменным коэффициентом аргумента функции Ei. Точки наблюдений для простаивающих периферийных и эксплуатационных скважин располагаются на широко отстоящих кривых Ei. Значения физических постоянных можно подсчитать из любой пары наблюдений за сниже Глава нием уровня при допущении функциональной зависимости уравнения (1). Однако условие справедливости последнего заранее предполагает однородность физических свойств пласта и жидкости. Видимая группировка точек относительно отдельных функций El еще не характеризует однородности структуры пластовой породы или (механизма сообщаемое™ жидкостей. Но характер разброса точек (фиг. 210) определенно указывает на существование более эффективного пути сообщения жидкостей между скважинами, чем вытекающее из свойств породы и жидкостей -. j - — — *>***• A т j -.— i,- Ф г n f / I - Ш J Й J• !

i й, -A i r iJL. S | w -If - - w w J7 Фиг. 210. Кривые интерференции скважин (по промысловым данным) для месторождения Силика.

Прерывистые кривые дают изменение функции Ei;

1 — периферийные скважины;

2—эксплуатационные скважины.

у забоя эксплуатационной скважины. Интерференция у периферийных скважин.выражена сильнее и возникает быстрее, чем можно ожидать из режима эксплуатационной скважины. Это заставляет предполагать наличие в продуктивной толще тонких прослоев высокой.проницаемости. Однако такое толкование, несомненно, является с количественной точки зрения большим упрощением. Во всяком случае сравнение интерференции давления, наблюдаемое в различных скважинах исследуемой группы, должно являться качественным критерием относительной пропускной способности пласта непосредственно между соответствующими парами скважин. Испытания по установлению интерференции могут дать при благоприятных обстоятельствах ценные качественные сведения о непрерывности и однородности пластов. Но при получении отрицательных результатов важно их не переоценивать. Ьсли в пределах нефтяного горизонта на участке между испытуемыми Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые 3anaci скважинами наблюдалось заметное выделение газа, то эффективная сжимаемость жидкости может превысить соответствующее значение ее для недонасыщенных нефтей в 10 раз и больше. Проницаемость для жидкостей будет также значительно ниже. По существу уравнение (1) неприменимо для количественного описания реакций давления. Вместе с тем факторы, определяющие масштаб времени переходных состояний в системах многофазного течения, несомненно, будут соответствовать уравнению (1). Можно ожидать также, что при сравнимой проницаемости для однофазной жидкости время, необходимое для возникновения заметных реакций давления в системах с газовой энергией, может превысить соответствующее значение в недонасыщенных нефтяных коллекторах в пятьдесят и больше раз. Поэтому, если почему-либо не удается проследить интерференцию при испытаниях с длительностью в несколько дней, этот факт не может рассматриваться доказательством полного отсутствия сообщаемое™ отдельных частей пласта. Наоборот, положительная интерференция в пластах с газовой энергией с умеренными расстояниями между скважинами указывает на существование каналов в коллекторе с чрезвычайно высокой проницаемостью;

например, систем связанных между собой трещин в известняковом или доломитовом пласте. Во ©сяком случае, когда наблюдениями установлено наличие быстрой сообщаемости, значение этого явления по отношению к проблеме расстановки скважин должно расцениваться скорее в свете экономических факторов.

11.8. Коэффициент нефтеотдачи. Извлекаемые запасы. С практической точки зрения коэффициент нефтеотдачи, т. е. извлекаемая часть нефти, заключенной в недрах, имеет большое значение. 'Если этот коэффициент недостаточно высок, чтобы окупить расходы на бурение и эксплуатацию скважин, то все соображения относительно режима пласта и его разработки не представляют интереса. Суммарная добыча нефти из пласта определяется предельным значением дебита к моменту забрасывания месторождения и поэтому зависит от механизма нефтеотдачи и процесса эксплуатации. Установление коэффициента нефтеотдачи до полной разработки залежи и проведения ее эксплуатации является с научной точки зрения чистым умозрением. Однако уже на ранней стадии разработки необходимо провести некоторый расчет ожидаемой добычи, чтобы экономически обосновать бурение. С получением первых скважин надлежит производить вычисления содержания нефти и газа в пласте и выяснение вероятного механизма нефтеотдачи. Следует приложить к подсчетам коэффициент нефтеотдачи, полученный в других пластах с тождественными свойствами коллектора и жидкостей, при том же механизме нефтеотдачи. Этот коэффициент может видоизменяться в связи с теоретическими вычислениями вероятного режима пла Глава ста и суммарной добычи. Такой подход не является идеальным решением, но получается довольно неопределенным и грешит ошибочными допущениями относительно действительного механизма нефтеотдачи. Определение последнего и установление будущего развития режима пласта составляют нелегкую задачу. Подобное определение делается все труднее по мере сокращения срока добычи нефти. Тысячи нефтяных пластов вскрыты бурением и эксплуатируются. Геолого-эксплуатационный материал по ним представляет громадный источник сведений и опыта по общим характеристикам многих стратиграфических горизонтов и типов нефтяных коллекторов, приуроченным к ним- Так, например, исходя из статистических данных, невозможно нахождение водонапорных нефтяных месторождений в Калифорнии, приуроченных к числу уже известных пластов. Наоборот, многие пласты при разведке известняковых залежей в Канзасе могут оказаться по статистическим данным с крайне недонасыщенной нефтью и контролироваться активным напором воды. Геологическая и геофизическая разведка ежегодно приводит к обнаружению новых продуктивных горизонтов и пластов;

более глубокое бурение также вскрывает дотоле неизвестные нефтеносные зоны. Тем не менее накопление опытных данных помогает корреляции и служит руководящим указанием для установления механизма нефтеотдачи в новых месторождениях. Сюда необходимо еще прибавить наблюдения над забойным давлением точкой насыщения нефти, наличием газовой шапки, существованием сбросов и другими структурными характеристиками пласта. Классификация пластов на газонапорные и водонапорные системы удобна и достаточна с точки зрения их общего продуктивного режима. Но в отношении получения суммарной нефтеотдачи желательно применять другую классификацию;

в частности, пласты с расширением газовой шапки или гравитационным дренированием нужно выделять из систем, связанных с энергией растворенного газа;

пласты с частичным замещением нефти водой удобнее отнести к пластам, действующим при механизме полного замещения водой, но не к системам с газовой энергией* 11.9. Коэффициенты нефтеотдачи в пластах с энергией газа. Статистические материалы по 25 месторождениям из 103, подвергшихся исследованию и являющихся простыми системами с режимом «растворенного газа», показали суммарную добычу с 1 га м от 166 до 722 ж3;

в процентах от начального нефтесодержания пласта — от 15 до 50%;

по отношению к поровому пространству — от 7 до 34%;

конечное насыщение свободным газом 14—53%. При таком разбросе коэффициентов нефтеотдачи общее число 25 месторождений вряд ли может иметь статистическое значение. Однако интересно рассмотреть распределение частоты полученных коэффициентов нефтеотдачи. Не приводя статистического Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые 3anaci анализа для всех 25 значений суммарной дооычи, были получены следующие средние значения: 328 ж3 на 1 га ж, 33% от начального запаса нефти в недрах, 20% от порового пространства и суммарное насыщение свободным газом 28%. Полученные статистическим путем коэффициенты нефтеотдачи согласуются с соответствующими значениями, вычисленными на основании теории пластов с режимом растворенного газа, рассмотренной в главе 7. Так, сравнительные подсчеты суммарной добычи нефти различного уд. веса (фиг. 102) в интервале от 0,823 до 0,933 показали примерно 20—31 % начального нефтесодержания;

12—15% порового пространства;

22— 37% насыщения свободным газом. Необходимо отметить некоторые получающиеся, расхождения. В целом отношение добычи в процентах от начального запаса нефти в пласте к добыче в процентах порового пространства ниже в промысловых данных, чем в произведенных вычисленияхТо же самое верно при рассмотрении отношения конечного насыщения свободным газом к добыче в процентах порового пространства. Причина этого заключается в принятых низких средних начальных коэффициентах пластового объема нефти для естественных пластов по сравнению с использованными в сравнительных теоретических вычислениях. Если /?р, Ri — суммарная добыча в долях порового пространства и начальный запас нефти в пласте, д> — конечное насыщение свободным газом, д^— насыщение связанной водой, ft, ft—начальные и конечные коэффициенты пластового объема нефти, легко показать, что pj p R (1) Применение малых значений ft, очевидно, вызывает относительно низкие значения Q jRp и RijRp. Более серьезным, а возможно, и более значительным фактом оказывается, что Rp по промысловым данным определенно выше вычисленного. Максимально подсчитанные значения суммарной добычи в процентах от порового пространства для пластов с режимом растворенного газа без наличия заметных газовых шапок достигают порядка 16—17%;

среднее для тех же условий по промысловым данным составляет 20%Приведенные теоретические расчеты основывались на кривой зависимости «насыщение — проницаемость» с равновесным насыщением газом 10%. Промысловые же наблюдения обычно не показывают подобных равновесных насыщений, и соотношения проницаемостей для газа и нефти, определяемые из промысловых данных, имеют более высокие значения по сравнению с лабораторными данными. Поэтому можно было бы ожидать практиче Глава ски обратных выводов. Полученные результаты можно объяснить частично средними низкими коэффициентами пластового объема нефтей, существенно снижающими эффект усадки и ограничивающими суммарную добычу, получаемую при режиме растворенного газа. Однако сомнительно, чтобы это могло явиться причиной расхождения, так как на практике встречаются очень низкие коэффициенты усадки. Другими причинами расхождения могут являться заниженная оценка объема продуктивного пласта и его средней пористости. Вероятно также, что участие в нефтеотдаче иных механизмов — гравитационного дренирования и обводнения — объясняет, по крайней мере частично, получение высокой добычи. Так, если в течение периода фонтанной эксплуатации пласты работали бесконтрольно и без существенного участия гравитационного дренирования или обводнения, то последние силы могут вызывать значительное повышение суммарной добычи в период «установившейся» (механизированной) нефтедобычи, если эксплуатация ведется до очень низких дебитов. К сожалению, слишком мало известно о старых месторождениях для окончательного определения: являются ли эти расхождения реальными, или видимыми. Однако большинство пластов с режимом растворенного газа в действительности отдает за всю свою продуктивную жизнь суммарную добычу больше указанной теоретическими вычислениями и основанной на данных «проницаемость — насыщение». Аналитическая трактовка проблемы истощения нефтяного пласта при режиме растворенного газа, рассмотренная в главе 7, по существу пренебрегает фактором времени и влиянием текущих дебитов на режим или суммарную добычу нефти. Промысловые наблюдения также ограничены в этом отношении, так как месторождение эксплуатируется за свою жизнь только один раз, и воздействие различных условий эксплуатации или скоростей отбора можно лишь принимать таким, каким оно получается фактически. Было принято, что суммарная добыча нефти из пластов с энергией газа не зависит от темпа отбора нефти. Это допущение считалось справедливым для однородных пластав. Однако из физического смысла процесса вытеснения нефти из пласта при режиме растворенного газа следует, что нет оснований ожидать непосредственной связи величины дебита с суммарной добычей нефти. Но там, где нефтяные пласты не контролируются строго режимом растворенного газа, скорость отбора нефти может иметь значительное влияние на суммарную добычу. Отклонение режима пласта от режима растворенного газа, связанное с образованием газовой шапки, гравитационным дренированием или обводнением, реагирует на изменение дебитов. Гравитационное дренирование или обводнение вообще вызывают повышенную нефтеотдачу. Их участие в режиме пласта и суммарной добыче нефти выявляется при медленном его истощении. При (Наличии одного или обоих из этих дополнительных факторов нефтеотдачи можно Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас ожидать увеличения суммарной добычи с уменьшением общей скорости отборов жидкости из пласта. Разумеется, такая взаимосвязь не удовлетворяет полностью есем пластам. В одних месторождениях она может служить важным фактором при определении условий максимальной эффективности эксплуатации, в других ею можно полностью пренебречь;

Pages:     | 1 |   ...   | 8 | 9 || 11 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.