WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 ||

«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 11 ] --

в целом ее роль можно установить лишь детальным изучением данного пласта. Теоретическое рассмотрение вопросов использования энергии газа, предложенное выше, предполагало существенную однородность пластов. Ясно, что если пласт слоист или неоднороден;

с широким интервалом изменения проницаемости, то истощаются раньше всего зоны самой высокой проницаемости. Если месторождение эксплуатируется бесконтрольно, то горизонты с высокой проницаемостью быстрее истощаются, и эксплуатационная производительность всей продуктивной толщи может упасть ниже предела экономически выгодной эксплуатации до наступления значительного истощения в малопроницаемых частях горизонта. Если понизить скорость отбора нефти из пласта, то вследствие увеличения времени эксплуатации перемещение жидкости из зоны с низкой проницаемостью в зоны с высшей происходит в течение более длительного периода. Однако остается невыясненным, уравновешивает ли возросший фактор времени для вертикального течения жидкости малые перепады давления между частями пласта с разной проницаемостью. Такое положение может явиться результатом только «нелинейности системы, так как можно показать, если система в основном линейна в математическом смысле, то скорость отбора жидкости из пласта не влияет на величину суммарной добычи. Равновесная относительная проницаемость уменьшается с ростом физической проницаемости. Это означает более низкую равновесную насыщенность жидкостью и большую физическую добычу при режиме растворенного газа. Однако в настоящее время нет данных даже для полуколичественного описания общих изменений коэффициента нефтеотдачи с изменением проницаемости. Отсутствуют также доказательства, что пористость играет какую-либо роль при установлении величины суммарной добычи нефти для режима растворенного газа, исключая условия, когда пористость непосредственно связана с изменениями проницаемости пористой среды. Разобранные выше численные примеры относились к процессам истощения, связанным с режимом растворенного газа, где нефть из породы выталкивает газ, выходящий из раствора. Было показано, что суммарную добычу в этом случае можно заметно повысить за счет дополнительного вытесняющего действия газа из газовой шапки, выделяющегося через нефтяную зону, даже при отсутствии гравитационного дренирования. Если часть всего добытого газа возвращать в пласт, то при благоприятных уело БИЯХ Глава можно повысить нефтеотдачу. Так как добыча нефти, получаемая от простого истощения пласта, подвержена сильным колебаниям, в связи с различной геолого-эксплуатационной характеристикой его, то результаты от закачки газа также изменчивы. Из практики известно, что операции по возврату газа бывают иногда успешными, а иногда терпят неудачу. Нельзя делать универсальных обобщений, основывающихся на положительном или отрицательном результате промысловых опытов. Даже полуколичественные оценки предполагаемой добычи для данного пласта в результате закачки газа или нормального истощения могут осуществляться только на основании тщательного анализа коллекторских свойств породы, физических свойств жидкостей и структурных условий пласта.

11.10. Коэффициенты нефтеотдачи в водонапорных пластах. Статистические данные по 69 месторождениям, приуроченным к песчаникам, которые эксплуатировались, повидимому, при водонапорном режиме, показывают, что добыча нефти в них колеблется от 320 до 1540 мэ с 1 гам. Суммарная добыча от начального содержания нефти в пласте составила 24—78%;

в процентах порового пространства—18—54%;

насыщение остаточной нефтью — 16—59%. Согласно параграфу 11.6 суммарная добыча при водонапорном режиме в зависимости от вязкости пластовой нефти, проницаемости пласта и падения давления показывает определенные тенденции к изменению, так что наблюдаемая разность в величине суммарной добычи не имеет случайных колебаний. Средние значения, полученные на основании статистического анализа, составляют 729 мд с 1 гам, 52% начального зал аса нефти в пласте, 30% порового пространства и 30% остаточной нефти. В противоположность пласта с энергией газа для водонапорных пластов нельзя получить простого сравнения между суммарной добычей, оцененной на основании промыслового опыта, и выведенной теоретически. При разборе пласта с полным замещением нефти водой (глава 8) коэффициенты нефтеотдачи упоминались лишь относительно;

они не входили непосредственно в теорию процессов изменения пластового давления и нефтеотдачи, а скорее всего они играли роль параметра, который вводился независимо для перевода объема вторгшейся воды в эквивалентную, занятую водой, площадь продуктивного пласта. Этот прием был применен фактически лишь в теоретическом анализе пластов с частичным замещением нефти водой. В принципе можно вычислить теоретическую конечную добычу при водонапорном режиме при помощи условия, что заброс эксплуатационного объекта определяется предельным значением водонефтяного фактора. Этот фактор RB и можно формально выразить [уравнение 7.2 (4)] ^ *^, (1) Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас83 где индексы в, н относятся к воде и нефти, а ^, /#, к — вязкость, коэффициент пластового объема нефти и соответственно проницаемость. В динамических условиях, когда в систему поступают вода и нефть, уравнение (1) действительно определяет распределение насыщения и, в частности, нефтенасыщение пласта при условии, что RB и давление постоянны и известны характеристики «проницаемость — насыщение». Подобные вычисления проводились для получения зависимости остаточного нефтенасыщения от вязкости нефти согласно уравнению (1), которое тождественно явлениям, наблюдаемым в естественных условиях. Однако применимость критерия фазового распределения, выраженного уравнением (1), к решению проблемы суммарной добычи находится под сомнением. Механизм вытеснения нефти из породы путем обводнения в основном отличается от механизма одновременного течения нефти и воды в пласте. Лабораторные исследования показывают, что обводнение влажных нефтяных песков осуществляется путем продвижения «фронта» вода — нефть, при котором первое прохождение воды через индивидуальную пору фактически вымывает полностью нефть из этой поры. Позади фронта воды нефтенасыщение немедленно снижается до своего конечного остаточного значения без резкого уменьшения или обеднения последующим длительным течением воды. Остаточную нефть в коллекторе можно представить как рассеянное и прерывное распределение капель, или изолированные местные массы нефти, охватывающие небольшое число пор, с существенно нулевой проницаемостью для нефти. Величина остаточного нефтенасыщения определяется деталькой микроскопической поровой структурой коллектора и капиллярными свойствами, но не равновесием относительной проницаемости обоих подвижных компонентов двухфазной системы. Но на практике наблюдается почти универсальный постепенный рост водосодержания вслед за первым прорывом воды в дебите нефти из эксплуатационных скважин, что является полным противоречием вышеприведенной картине. Это наблюдение можно объяснить не длительной отмывкой нефти, оставшейся после первого прохождения в пласте наступающей воды. Несовершенство чисто геометрической фигуры вытеснения нефти из пористой среды вызывает постепенное образование водяного языка даже в строго однородном пласте с резкими местными водонефтяными фронтами. Непрерывное расширение конических вертикальных или площадных языков после первого прорыва воды в скважину автоматически приводит к одновременному отбору воды и нефти из пласта. Более важным с точки зрения микроскопического вытеснения нефти является местная изменчивость и слоистость проницаемости, характеризующая фактически все нефтесодержащие породы. Наложение последовательных прорывов воды в индивидуальных локализованных участках с различной проницаемостью приводит, очевидно, к непрерывному увеличению водяного языка, даже Глава если течение воды в каждой поре может резко меняться от О до 100%- Когда это касается только слоистости пласта, рост добычи воды можно подсчитать аналогично движению сухого газа в процессе циркуляции, исправленному на разницу в эффективной подвижности между водой и нефтью. Исходя из этих соображений, фактическая суммарная добыча нефти представляет собой интегрированную добычу с локализованных частей пласта, где произошло полное обводнение, а насыщение нефти снизилось до их конечных остаточных значений. Ввиду того, что относительная вязкость не просто подчиняется уравнению (1), следует ожидать, что среднее насыщение остаточной нефти увеличивается с ростом вязкости, когда величина водонефтяного фактора достигает предельного значения. Противодействие обводнению и вымыванию менее проницаемых зон сильнее при большой вязкости нефти, и затопление их к моменту прекращения эксплуатации становится неполным. Однако может случиться, что при очень вязких пластовых нефтях вода может прорваться через последние, подобно несмачивающей фазе, не -вытесняя нефти и не доводя нефтенасыщение пласта до конечного остаточного значения. Практически имеется очень мало данных о зависимости «проницаемость — насыщение», необходимой для использования уравнения (1). Вместе с тем любое применение его приводит к неразрешенной задаче осреднения пластов с различной проницаемостью и допущения общего среднего несжимаемого насыщения пласта остаточной нефтью или теории слоистости проницаемости, пренебрегающей фазой вымывания нефти. Эти принятые допущения, очевидно, столь же справедливы при оценке суммарной добычи, как и вычисления с помощью уравнения (1), даже если последнее физически обосновано. Скорость отбора жидкости влияет на суммарную добычу из водонапорных пластов косвенным способом. Пластовое давление в водонапорных пластах реагирует на изменение дебита. Это обстоятельство не означает связи между скоростью движения жидкости в пласте и действительным механизмом вытеснения нефти. Вместе с тем с практической и экономической сторон быстрое падение давления, вызванное избыточными скоростями отбора, сокращает продуктивный период и может привести к более раннему забросу пласта с низкими дебитами по сравнению с относительно медленным темпом отбора жидкости при эксплуатации. Имеется мало доказательств, что падение давления чиже точки насыщения и связанное с ним выделение газа существенно снижают эффективность микроскопического вытеснения нефти из пористой среды. Но и в этом случае выгодно предотвратить падение давления ниже точки насыщения в связи с усадкой пластовой нефти. Если нефть остается в пласте позади фронта воды при давлении выше точки насыщения, тогда только часть ее представляет неизвлеченную дегазированную нефть. Пластовый объем нефти, заключенный в недрах при низком или почти атмо Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас сферном давлении, почти равен объему дегазированной нефти. Так, если средняя остаточная нефть в пласте с 25% связанной воды составляет 30.%, то суммарная добыча равна 36% порового пространства и 60% от начального запаса нефти в пласте ори условии, что нефть осталась в пласте при давлении на точке насыщения и с коэффициентом пластового объема 1,25. Если же обводнение происходило при давлении, когда коэффициент пластового объема нефти равнялся 1,05, то насыщение лласта остаточной нефтью в 30% соответствует суммарной добыче 31,4% порового пространства и 52,4% от первоначального запаса нефти в недрах. З'а исключением некоторых общих соображений, указывающих, что режим частичного замещения водой в результате длительных отборов, превышающих максимально установившуюся производительность водяного резервуара питания, способствует получению более низкой добычи, чем режим полного замещения, нет иных данных для сравнения. К сожалению, теоретический анализ пластов с частичным замещением нефти водой не дает исчерпывающего ответа на вопрос о сравнительной суммарной добыче при водонапорном режиме различной полноты, так как коэффициент суммарной нефтеотдачи вносится по существу произвольно в теорию в виде допущения некоторой величины остаточной нефти. Если принять, что величина остаточной нефти после обводнения пласта одинакова при режимах неполного и полного замещения водой, то теория указывает на уменьшение в целом промышленно возможной суммарной добычи, если отбираемые дебиты нефти становятся выше питающей способности водяного резервуара. Чем медленнее падение пластового давления и устойчивее стабилизация его при высоких пластовых давлениях и ограниченных скоростях отбора, тем большей получается промышленная суммарная добыча, даже если эффективность механизма микроскопического вытеснения нефти не выше, чем при бесконтрольной добыче нефтиПромысловые наблюдения, подкрепляющие эти соображения, довольно скудны, но предполагается, что регулирование скорости отборов в водонапорных пластах приводит к большей промышленно возможной суммарной добыче при условии, что пласты хорошо реагируют на микроскопические и макроскопические напоры воды с эффективной отдачей. Остаточное нефтенасыщение в пласте с энергией газа равно, очевидно, единице минус сумма насыщения водой и свободным газом. Если принять за «вероятное» конечное насыщение пласта газом 28%, а насыщение водой 42% или выше, то остаточное нефтенасыщение при «газовом» режиме не должно превышать 30%, т. е. наблюдаемого среднего значения для водонапорных пластов. Вследствие более высокого среднего давления, под которым находится остаточная нефть в водонапорных пластах, равное насыщение остаточной нефтью налагает условие получе Глава ния более высокой суммарной добычи при водонапорном режиме. Однако во многих пластах с энергией газа дополнительное участие гравитационного дренирования может привести к значительно более высокому насыщению свободным газом, чем принятое значение 28%. Весьма вероятно, что при насыщении пласта связанной водой 45% и выше суммарную нефтеотдачу при «газовом» режиме можно сравнить с эффективностью напора воды. Такая* обстановка может возникнуть при эксплуатации песчаных пластов с большим содержанием глин, где часто наблюдается высокое насыщение связанной водой.

11.11. Коэффициенты нефтеотдачи при гравитационном дренировании. Было показано, что с точки зрения получения суммарной добычи нефти пласты с гравитационным дренированием или расширением газовой шапки удобно рассматривать отдельно от пластов, действующих при режиме растворенного газа. Вместе с тем статистические данные по нефтеотдаче! из месторождений, где вначале наблюдалось гравитационное дренирование, полностью отсутствуют. В изучавшихся трех месторождениях, где основным механизмом нефтеотдачи было признано расширение газовой шапки, очевидно, наблюдалось также действие напора воды. Кроме того, в двух из этих месторождений продуктивные пласты представляли собой кавернозные известняки с низкой отдачей на 1 га м, а в последнем с пластом песчаника добыча была относительно высокой. Физическое основание гравитационного дренирования как средства вытеснения нефти из пористой среды заключается в простом наблюдении, что до тех пор, пока пласт обладает неисчезающей проницаемостью для нефтяной фазы, последняя по необходимости передвигается в направлении воздействующей на нее силы. Так как нефть подчиняется силе тяжести, то она обладает способностью «дренироваться» вниз по падению пласта, если только другие потенциальные силы, приложенные в обратном направлении, не превышают силы тяжести. Для полного проявления силы тяжести необходимо, чтобы исчезли градиенты давления, и гравитационное дренирование стало «свободным». iB этом случае течение нефти, обусловленное силой тяжести, ограничивают лишь капиллярные силы. Капиллярные силы определяют начальное равновесное распределение жидкости в межфазных переходных зонах. Однако ниже газонефтяной переходной зоны капиллярные силы также воздействуют на проницаемость породы для жидкостей. Исключая фактор времени, видно, что суммарная добыча нефти, которую можно получить при гравитационном дренировании, определяется из остаточного нефтенасыщения, при котором проницаемость для нефти становится исчезающе малой. Именно величина остаточного нефтенасыщения определяет собой процесс гравитационного дренирования как механизма нефте Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас отдачи. В настоящее время для поддержания давления закачка газа в пласты с газовыми шапками, но с ограниченным проявлением напора воды, становится обычной 'практикой. По всей вероятности, еще некоторое время не будет иметься промысловых данных о пластах с гравитационным дренированием для статистической оценки их коэффициентов нефтеотдачи. Лабораторные материалы по этой тематике тоже очень скудны.

Сообщалось об экспериментах, демонстрирующих наличие гравитационного дренирования у смачивающих породу фаз в пористых материалах. Испытания на истощение под влиянием капиллярного давления по отношению к насыщению типа, применяемого для определения связанной воды, моделируют до некоторой степени гравитационное дренирование. Однако эти испытания относятся к фазе, смачивающей пористую среду. Вместе с тем именно поведение несмачивающей фазы — нефти— в трехфазной системе определяет роль гравитационного дренирования как механизма нефтеотдачи. Было найдено, что остаточное яефтенасыщение после вытеснения нефти капиллярными силами, соответствующего гравитационному дренированию, не только можно сравнивать с нефтенасыщением после вытеснения водой, но оно может быть в некоторых случаях даже ниже, что находится в согласии с физическим критерием подвижности как предельным фактором во всех процессах вытеснения жидкости. Можно ожидать, что предел подвижности последней в свою очередь соответствует распаду нефти на диспергированную и прерывную фазы. Верхний предел насыщения для капельного прерывного распределения нефтяной фазы следует определять -в значительной степени по микроскопической поровой структуре и геометрии пористой среды. Поэтому он должен быть приблизительно одинаков независимо от того, создается ли предел нефтенаеыщения вытеснением водой или гравитационным дренированием. Однако возможно, что поверхностные натяжения на разделе двух фаз и процессы микроскопического течения также влияют на абсолютное значение нефтенасыщения, при котором местная непрерывность нефтяной фазы может прерваться. В настоящее время вряд ли можно построить детальную физическую теорию этих явлений на ограниченном количестве экспериментального материала. Обоснованно предположить, что согласно проведенным экспериментам остаточное нефтенасыщение при гравитационном дренировании следует сравнивать с насыщением, остающимся при вытеснении нефти водой, т. е. порядка 20—35%. В обоих случаях на практике эффективность микроскопической нефтеотдачи снижается в силу слоистости проницаемости и других явлений неоднородности пласта. Фактор времени для достижения предельного нефтенасыщения при гравитационном дренировании также ограничивает фактическую суммарную добычу нефти. В целом оказывается, что количество Глава нефти, потенциально извлекаемой при гравитационном дренировании и расширении газовой шапки, не должно заметно отличаться от суммарной добычи, полученной при водонапорном режиме пласта. С этим общим выводом находятся в согласии те немногие промысловые наблюдения, которые известны нам до сих пор. Гравитационное дренирование сильно реагирует на изменение скоростей отбора жидкости из пласта. Если последние велики по сравнению с количеством нефти, стекающей вниз по падению пласта, то режим последнего контролируется энергией растворенного газа. Гравитационное дренирование может существовать на протяжении всего периода разработки месторождения, но его скорость падает вследствие уменьшения гароницае* мости для нефти в нефтяной зоне, связанной с процессом истощения пласта при режиме растворенного газа. Общий объем нефтяного коллектора, истощенного гравитационным дренированием к моменту, когда текущая производительность его становится слишком малой для осуществления непрерывной эксплуатации, может составлять небольшую часть всего объема пласта. Чистая доля гравитационного дренирования в суммарной •нефтедобыче будет соответственно низка. Если эксплуатация пласта продолжается после истощения давления с дебитами, которые обеспечиваются лишь гравитационным дренированием, то количество остаточной дегазированной нефти в пласте будет все же больше по сравнению с величиной остаточной нефти, заключенной в порах нефтяного коллектора во «вздувшемся» состоянии при высоких давлениях. Получение, максимальной потенциальной добычи нефти при гравитационном дренировании требует тщательного контроля за скоростью отбора жидкости из пласта, размещения эксплуатационных скважин ниже газонефтяного контакта и осуществления таких практических мероприятий, которые способствовали бы росту проницаемости коллектора для нефти. 11.12. Извлекаемые запасы нефти. В предыдущем разборе коэффициенты нефтеотдачи выражались различными величинами: общей суммарной добычей в долях порового пространства или в процентах от начального содержания нефти в пласте, конечным насыщением свободным газом, добычей в куб. метрах на 1 га м нефтяного 'горизонта, насыщением остаточной нефтью пласта и т. д. Если бы все эти величины были определенно известны, все же их было бы недостаточно для оценки встречаемых в естественных условиях пластов величины их действительной суммарной нефтеотдачи. В простейших случаях, когда коэффициент нефтеотдачи, выраженный в куб. метрах на 1 га м нефтеносной площади, можно считать известным, общая суммарная нефтеотдача из данного пласта представляет, очевидно, приведенную площадь Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас нефтеносности в га-метрах, умноженную на коэффициент нефтеотдачи в куб. метрах или Суммарная добыча (M )*=FAh, z (1) где Л — продуктивная площадь в га;

h — эффективная мощ3 ность нефтяного горизонта в м\ F — коэффициент отдачи в м на 1 га м. Однако часто являются неопределенными два компонента, составляющие общий пластовый объем, т. е. продуктивная площадь Л и эффективная мощность пласта h. Нельзя установить точно протяженности продуктивной площади, пока месторождение не будет достаточно разработано, чтобы выявить внешнее замыкание нефтеносной зоны путем оконтуривания, сбросов, выклинивания пористости или проницаемости и т. д., а также установить наличие газовых шапок или линз в продуктивном горизонте. Установление этих данных может вызвать значительную задержку разработки залежи после вскрытия ее первой эксплуатационной скважиной, но обычно оно не связано с большими трудностями, если пласт обладает достаточными запасами нефти, чтобы обеспечить широкий фронт буровых работ. Определение средней эффективной мощности нефтяного горизонта составляет часто более трудную задачу. Общая мощность нефтеносного отдела обычно устанавливается по данным электрокароттажа, изучению геологического разреза и анализу кернов. Глинистые и пустые зоны в пределах продуктивного горизонта легко установить и исключить из рассмотрения. Однако если по всему разрезу наблюдается широкое колебание проницаемости, то нижний предел ее, включаемый в «эффективную» мощность, становится весьма условным. Произвольность выбора нижнего предела проницаемости вытекает в основном из экономических соображений. Если нефтяной пласт с режимом растворенного газа состоит из слоев с проницаемостью выше 100 миллидарси, то сомнительно, чтобы нефтенасыщенные зоны с проницаемостью менее 1 миллидарси существенно истощались ко времени падения текущих дебитов до предела экономически выгодной эксплуатации пласта. Если нефтяной пласт работает при водонапорном режиме, то прорыв воды в высокопроницаемые проплаетки может вызвать прекращение добычи нефти задолго до того, как возникнет заметное обводнение и вымывание в малопроницаемых частях нефтяного отдела при условии, что высокопроницаемые слои не подвергались ранее изоляции. В массивных известняковых или доломитовых залежах, где средняя проницаемость межзернистой породы может не превышать 5 миллидарси, исключение из разработки нефтенасыщенной зоны, имеющей проницаемость 1—2 миллидарси, может привести к общей недооценке извлекаемых запасов. Малопроницаемые зоны все же отдают какую-то добычу «ефти за счет вертикального (перемещения последней в более Глава проницаемые пропластки, которые подвергаются некоторому истощению или заводнению. Эта нефтеотдача происходит намного медленнее, чем из высокопроницаемых зон. Однако нижний предел проницаемости породы для включения ее в «эффективную» мощность должен быть все же очень мал. Кроме того, при установлении нижних пределов проницаемости продуктивного коллектора необходимо обратить внимание на механизм пластового режима и на возможность последующей закачки воды или газа извне в залежь в процессе дальнейшей ее разработки. При установлении размеров продуктивной площади необходимо учитывать также потенциальную добычу из непродуктивных, на первый взгляд, отделов пласта. Продуктивная площадь не должна сводиться только к участкам, отводимым под эксплуатационные скважины. У контуров нефтяного пласта обычно расположена площадь со средней эффективной мощностью продуктивного горизонта слишком незначительной, чтобы обеспечить высокую эффективность бурения. Однако нефть с этой площади может дренироваться в приконтурные эксплуатационные скважины. Поэтому следует учитывать эту площадь как часть продуктивной формации, хотя впоследствии можно принять низкое средневзвешенное значение нефтеотдачи с этих участков вследствие их ограниченной мощности и значительного расстояния от эксплуатационных скважин. Чтобы перевести коэффициент нефтеотдачи, выраженный частью порового пространства, в эквивалентную суммарную добычу нефти, следует определить среднюю пористость коллектора, а также общий продуктивный объем пласта. Тогда Суммарная добыча (м3) = FAhf, (2) где / — пористость;

F — коэффициент нефтеотдачи в долях порового пространства. Так как / составляет среднюю пористость эффективного нефтяного горизонта, то определение величины последнего в сочетании с соответствующими данными анализа керна дает необходимые значения для уравнения (2). Когда коэффициент нефтеотдачи F выражен конечным содержанием свободного газа, что соответствует режиму «растворенного газа», то суммарная добыча может быть вычислена при помощи выражения Р (м3) = где з—насыщение связанной воды;

ft— коэффициент начального пластового объема пластовой нефти;

/?/ —значение этого коэффициента при забросе месторождения. Предполагается также, что связанная вода не извлекается при эксплуатации и в процессе разработки залежи в нее не наблюдалось поступления краевой воды. A, h и f имеют значение из уравнения (1) и (2).

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас Определение истинного насыщения нефтяного пласта связанной водой характеризовалось ранее серьезными трудностями. Однако теперь можно установить значение QB довольно удовлетворительно, по крайней мере для отдельных кернов, при помощи отбора их раствором на нефтяной основе и экспериментов с капиллярным давлением. Начальный коэффициент пластового объема нефти ft может быть замерен из экспериментов с р — v — Т над пробами, взятыми с забоя, или рекомбинированными сепараторными образцами нефти. Pf зависит от давления, принятого для конечного, экономически возможного состояния истощения пласта. Часто можно оценить это давление на пределе заброса до 7 ат, учитывая глубину залегания пласта и начальные потенциалы скважин, а также проницаемость и мощность продуктивного пласта. Соответствующая погрешность величины Pf не превышает связанной с комплексным значением других членов уравнения (3). Использование остаточного нефтенасыщения как критерия коэффициента нефтеотдачи F удобно при оценке пластов с водонапорным режимом или гравитационным дренированием, но и оно требует знания основных данных, как и уравнение (3). В последнем случае формула, выражающая суммарную добычу нефти, будет В отношении значения pf для водонапорных пластов имеется больше неопределенности, чем для пластов с энергией газа, но погрешности, вызванные ошибками в pf, пропорциональны остаточному нефтенасыщению в обоих случаях и отсюда имеют равные последствия как для уравнения (4), так и для уравнения (3). Коэффициент нефтеотдачи F в долях начального запаса дегазированной нефти в недрах означает суммарную добычу, полученную из выражения Суммарная добыча (м3) = г й.

(5) Это выражение не требует новых данных по сравнению с принятыми в уравнении (3) и (4). При использовании коэффициента нефтеотдачи содержание начального запаса нефти в пласте может быть определено при благоприятных условиях независимо, применяя уравнение материального баланса, хотя последний часто имеет неопределенное истолкование. Однако в пластах с режимом «растворенного газа», где величина имеющейся газовой шапки может быть определена, по крайней мере, относительно объема нефтяной зоны, метод материального баланса дает точные оценки объема нефти в пласте. Этот метод является ценным для известняковых или доломитовых пластов, Глава где точное определение отдельных членов в уравнении (5), связанных с породой коллектора, может быть особенно затруднительным. Применение единых значений для различных физических параметров и коэффициентов нефтеотдачи в указанных уравнениях не налагает условия, что они являются идентичными для всех частей общего пласта. При оценке пласта удобно пользоваться средними характеристиками и коэффициентами нефтеотдачи, которые можно непосредственно подставить в уравнения (1) — (5). Однако установление этих средних данных составляет ОДНУ из самых трудных сторон анализа пласта. Наиболее просты случаем осреднения являются определения эффективного объема массы пласта, выраженного комплексным фактором Ah, и начального коэффициента пластового объема нефти. Определение пористости обычно не представляет большой трудности, если получены хорошие керны из пласта. Однако насыщение породы связанной водой, величина которого используется в уравнении (2) — (5) для определения начального нефтенасыщения, требует независимого осреднения, которое покоится на данных, значительно менее полных и удовлетворительных, чем это можно получить для пористости. Наконец, сами коэффициенты нефтеотдачи поддаются с таким трудом точной формулировке даже в идеальных условиях, что вряд ли можно рекомендовать попытку их дифференциации для разных частей пласта. 11.13. Основные задачи физики нефтяного пласта. Подходя со строго научной точки зрения, следует заметить, что материал в настоящей книге вряд ли настолько выкристаллизовался, чтобы рассматривать трактуемый предмет как объект науки. Фактически все рассматриваемые аналитические и численные соображения были ограничены «идеальными» системами, которые никогда не наблюдаются на практике. Возможно, что ни в какой другой области науки объект ее с точки зрения количественного анализа не поддается определению с таким трудом, как в физике или технологии нефтяного пласта. Каждый «образец» естественного пласта представляет сам со себе бесконечную сложность и ансамбль всех известных до сих пор или подлежащих открытию явлений. Фактически все эксперименты над естественными пластами необратимы в термодинамическом смысле и по существу разрушают образец в отношении его основных параметров, определяющих состояние пласта до эксперимента. Отдельные экспериментальные наблюдения не поддаются повторению, воспроизводимости испытаний или установлению систематической зависимости причины и следствия. Вследствие непостоянства образцов, присущего всем нефтеносным пластам, изучение их не дает обобщенных и универсально применимых количественных выводов. Нет двух естествен Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас& ных нефтяных пластов, действующих одинаково и проявляющих тождественную реакцию на регулирование при эксплуатации. Если бы среди естественных пластов количественно наблюдалось сформулированное заранее поведение их, это было бы простым совпадением, исключая условия, когда численные допущения подбираются из материалов по уже разработанным нефтяным пластам. Отдельные физические характеристики основных групп пластов, классифицируемых согласно механизму нефтеотдачи, режиму или структуре, меняются в широких пределах. Соответственно этому меняются и количественные стороны их режима и битов. Поэтому, исключая отдельные пласты с точно установленными параметрами, видно, что общие формулировки будущего режима и. добычи из любого месторождения должны по необходимости ограничиваться в е р о я т н о с т ь ю возникновения с широким интервалом в о з м о ж н ы х отклонений от ожидаемого развития. Утверждение, что режим естественных пластов следует количественно универсальному функциональному процессу независимо от их единичных и индивидуальных характеристик, означало бы простое отрицание основ макрофизики. Единственно возможной количественной трактовкой изучаемых нефтяных пластов является разбор идеализированных прототипов. Для придания некоторого практического значения этим анализам были выбраны численные значения параметров, определяющих соответствующие системы в пределах, встречающихся на практике. Вместе с тем, чтобы удовлетворить широкие физические допущения, лежащие в основе анализа, количественная сторона поведения рассмотренных примеров должна согласоваться по порядку величины с наблюдаемыми явлениями в естественных пластах. Разумеется, полное совпадение этих формулировок как в отношении идеализированного прототипа, так и соответствующих наблюдений в любом нефтяном пласте было бы чистой случайностью. Наиболее серьезной и неразрешенной до сих inop задачей в физике нефтяного пласта является анализ систем неоднородного течения. Эта проблема представляет не просто задачу осреднения меняющихся физических параметров, например, проницаемости, насыщения связанной воды, мощности пласта или коэффициентов нефтеотдачи. Скорее всего это д и н а м и ч е с к а я статистика неоднородных подземных резервуаров, которая выражает дифференцированное поведение и взаимодействие между локализованными участками пласта с различными свойствами в целом. Удовлетворительному анализу не был подвергнут даже относительно простой случай переходного состояния многофазного течения в слоистом нефтяном горизонте, где бы учитывалось вертикальное перемещение нефти между зонами различной проницаемости. Между тем построить аналитическую формулировку такой проблемы возможно, а также можно решить полученные Глава уравнения, хотя и трудоемким численным способом. В силу исключительной сложности проблем этого типа все приведенные аналитические исследования систем с многофазным течением жидкости ограничивались идеализированным «однородным пластом». К нерешенным вопросам физики пласта, тесно связанным с динамикой неоднородных систем, относятся: 1) тождественность неоднородных и однородных пластов, имеющих средние физические свойства, относящиеся к неоднородным системам;

2) влияние перемежающихся операций, включая замену работающих скважин, на суммарную нефтеотдачу и режим пласта;

3) статистические данные по геометрии вытеснения нефти из пласта при поступлении вытесняющего агента со стороны в пористую среду. Сбор достаточного материала для определения характера неоднородности любого данного пласта не представляется возможным, но основные причины расхождения между наблюдаемым и подсчитанным режимом однородного пласта остаются неопределенными, пока не будет дана оценка влиянию неоднородности пласта на нефтеотдачу. Полный динамический анализ для многофазного течения остается нерешенной проблемой даже для строго однородных пластов. Влияние скважин как фокусов отбора жидкости не учитывалось в большей части теории, описывающей динамику полного «газового» режима в пласте. Влияние размещения скважин или отбираемого дебита на суммарную добычу нефти из лласта при режиме «растворенного газа» определяется только решением основных уравнений 4.7(1), учитывающих распределение давления внутри пласта и фактор времени. Пока этот анализ не будет выполнен, физическая основа размещения скважин на месторождениях с «газовым» режимом и его связь с дебитами в основном опирается на гипотезу. За последние годы появились доказательства, что строгое термодинамическое равновесие, видимо, не всегда наступает в процессе эксплуатации нефтяных пластов. Давления на точке парообразования в сообщающихся пластах, приведенные к общей отметке в пределах экспериментальных ошибок, не всегда имеют одну и ту же величину даже в пластах с недонасыщенной нефтью. В нефтяных коллекторах с налегающими газовыми шапками наблюдалось недонасыщение нефти газом под газонефтяным контактом. Многие из этих наблюдений можно связать с изменениями свойств нефти, что является выражением очевидного отсутствия равновесия в пластовых условиях. Нередко наблюдается повышение уд- веса нефти с глубиной залегания одного и того же продуктивного пласта на много выше, чем это можно ожидать из гравитационного разделения углеводородов. Тяжелые и смолистые нефти, часто обнаруживаемые вблизи водонефтяного контакта, очевидно, не находятся в диффузионном или гравитационном равновесии с более лег Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас кими нефтями в повышенной части пласта. Агенты, вызывающие местные изменения свойств нефти, оказывают, по всей вероятности, свое влияние быстрее, чем градиенты термодинамического потенциала, стремящиеся установить однородность жидкости в пласте. Если тяжелые нефти вблизи водонефтяного контакта поступали в таком состоянии в коллектор в процессе миграции, то их длительная локализация в пласте означает, что силы диффузии действовали очень медленно даже в разрезе геологического времени. Все эти неравновесные явления почти полностью игнорируются при количественном изучении режима пласта. Однако проблема эта заслуживает серьезного исследования. Серьезного внимания заслуживает также изучение комплексного процесса взаимного вытеснения жидкостей из пласта. Разбор механизма нефтеотдачи при гравитационном дренировании связан не только со значительными аналитическими трудностями, но установление остаточного нефтенасыщения, а также суммарной добычи при этом режиме находятся в стадии общих рассуждений. Капиллярные явления в трехфазных системах, определяющие величину остаточного нефтенасыщения пласта при гравитационном дренировании, а также детальную структуру переходных зон на границе фаз, не имеют даже сформулированных качественных особенностей. В литературе полностью отсутствуют характеристики «проницаемость — насыщение» для трехфазных систем в сцементированных породах, хотя все процессы течения при расходовании энергии таза включают три фазы. Принято считать, что соотношения проницаемостей для газа и нефти зависят от общего содержания жидкостей и потому их можно определить по двухфазным замерам. Такое допущение, конечно, не может считаться универсальным. Для установления соответствующих ^количественных выражений необходимо провести многочисленные эксперименты над течением многофазных жидкостей в породах, особенно в сцементированных песчаниках. 11.14. Заключение. В настоящее время в США отсутствует удовлетворительная теория, описывающая изменения физически или промышленно возможной суммарной добычи нефти в зависимости от размещения скважин. Физические и теоретические соображения не дают указаний на существенное изменение физически возможной суммарной добычи от расстановки скважин на промысле;

не дают таких указаний и лабораторные эксперименты. Однако хорошо известно, что вода и нефть из водяных и нефтяных пластов могут перемещаться через сообщающиеся между собой и непрерывные пористые среды на расстояния, сравнимые с общими размерами пластов. Многие наблюдения, например, за бурением скважин, проведенных на уплотнение сетки, показывают, что в пластах благодаря длительным отборам может происходить истощение жидкостей и давления в точках, отдаленных от эксплуатационных скважин или между ними. Правда, особые наблюдения, показывающие зависимость локадь Глава ной эффективности вытеснения нефти водой или газом от расстояния, на которое эти жидкости переместились от их исходного положения, отсутствуют. Если промышленно возможную суммарную добычу ограничить минимальными дебитами со скважин, можно ожидать, что в месторождениях с режимом растворенного газа суммарная добыча возрастает с уменьшением расстояний между скважинами. Величина подобного изменения может быть пренебрежимо малой или иметь практическое значение в зависимости от физических свойств пласта и предельных дебитов нефти к моменту заброса месторождения. В пластах с напором краевых вод даже промышленная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Теория указывает, что в пластах с напором подошвенных вод промышленно возможная суммарная добыча увеличивается с уплотнением скважин. Это увеличение должно быть приблизительно линейным в изотропных пластах- Когда же эффективная средняя проницаемость пласта по вертикали составляет 1 % или меньше по отношению к средней проницаемости по горизонтали, промышленно возможная добыча возрастает, но медленно, с уменьшением уплотнения скважин в пределах расстояний, обычно применяемых на практике. Наблюдение показывает, что это влияние имеет место скорее в результате изменения геометрии вытеснения поднимающимся водонефтяным зеркалом в зависимости от расстановки скважин, чем от реакции пласта на местную эффективность вытеснения нефти в процессе обводнения. Подвергнутая изучению и оценке фактическая суммарная добыча нефти из 27 месторождений, работавших при режиме растворенного газа, не показала влияния размещения скважин на суммарную нефтеотдачу. Аналогичные данные по 74 месторождениям с водонапорным режимом также не показали влияния размещения скважин на фактическую суммарную нефтедобычу, которое можно было бы отделить от других факторов, оказывающих, вероятно, большее влияние на нефтеотдачу, чем расстановка скважин. Однако, исходя из промысловых наблюдений, нельзя сделать вывода, что действительно отсутствует изменение суммарной нефтеотдачи с размещением скважин. Разброс полученных данных показывает, что пластовые и эксплуатационные условия, а также местоположения скважин на структуре имеют при определении суммарной нефтедобычи большее значение, чем расстановка скважин. Кратковременные испытаршя над интерференцией давления в скважинах, давшие положительный эффект, показывают наличие быстрой сообщаемое™ жидкости в пористой среде между испытуемыми скважинами. Испытания с отрицательными результатами показывают лишь верхний предел взаимодействия пластов и жидкостей, свойства которых определяют перенос реакций давления.

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас97 При испытаниях на интерференцию с длительностью в несколько дней не следует ожидать видимых реакций, если пласт содержит заметное газонасыщение в нефтяной зоне, а также при условии, что в пласте отсутствуют между испытуемыми скважинами каналы с исключительно высокой проводимостью. Получение отрицательных результатов при испытаниях на интерференцию в (Переходном состоянии еще не означает недостаточности расстановки скважин для длительной эксплуатации и обеспечения высокой суммарной добычи нефти из данного пласта. Размещение скважин должно определяться на практике, прежде всего исходя из протяженности пласта и экономических факторов, относящихся к последнему. Первоначальное расстояние между скважинами должно предусматриваться по проекту как можно более редким, допускающим определение контуров залежи, протяженности пласта, выявление общей структуры и пластовых условий. Первоначально скважины должны располагаться на продуктивной площади по такой сетке, которая в дальнейшем обеспечивает сгущающуюся разработку, не нарушая возможностей равномерного дренирования продуктивной площади. Уплотнение первоначальной сетки следует предпринимать после того, как первичный проект покажет необходимость более тесного размещения скважин вследствие отсутствия непрерывности пласта, а также после установления действующего механизма «нефтеотдачи, показывающего, что извлекаемая нефть из пласта оправдывает расходы по дополнительному бурению.' Минимальным числом скважин для данной залежи, очевидно, является единица в каждом отдельном продуктивном элементе, содержащем запасы, достаточные для покрытия расходов по крайней мере на одну скважину. Максимальное число скважин определяется значением промышленно возможной суммарной добычи с продуктивной площади или из отдельного элемента на ней. Оптимальное размещение скважин располагается между минимальным и максимальным значениями и определяется, исходя из экономического фактора времени. Если бы не последний, то оптимальным числом скважин для данного пласта было бы минимальное количество. Это оптимальное размещение скважин нельзя определить строго, так как даже приблизительные вычисления зависят в значительной степени от действующего режима пласта и характера регулирования процесса эксплуатации. На месторождениях с водонапорным режимом плотность скважин должна обеспечить разрешенный отбор жидкости из пласта. Отборы должны по возможности ограничиваться производительностью водяного подземного резервуара, питающего нефтяной лласт без непрерывного и избыточного падения давления в последнем. В месторождениях с режимом частичного замещения нефти водой плотность скважин должна контролироваться такой дебитностью месторождения, которая обеспечит макси Глава мальную эффективность напора воды и даст приближение к режиму полного замещения. Однородные пласты с режимом растворенного газа и регулированием отбора при эксплуатации должны разрабатываться с такой плотностью сетки скважин, которая обеспечивает разрешенную добычу из месторождения, если только последняя не связана с числом эксплуатационных скважин. Плотность сетки скважин для пластов с расширением газовой шапки должна обеспечить получение разрешенной добычи из месторождения, или такой величины общего отбора, которая не намного превосходит скорость гравитационного дренирования нефти вниз то падению пласта при условии, что получающиеся дебиты скважин не слишком малы для экономически выгодной эксплуатации. Общая эффективность суммарной нефтедобычи зависит в большей степени от надлежащего местоположения скважин на структуре, чем от числа пробуренных скважин. За исключением пластов с режимом (растворенного газа, общие дебиты, получаемые из месторождений, определяют <режим пласта и эффективность нефтеотдачи скорее, чем число работающих скважин. Плотность скважин сама по себе имеет малое значение, если она только не влияет на эффективность вытеснения нефти из пласта. Суммарная добыча из нефтяного пласта представляет по существу интегрированный эффект всей динамики его режима и является основным критерием оценки пласта с экономической точки зрения. Так как отдельные стороны режима в течение всего периода разработки меняются со значениями физических параметров торных пород и жидкостей, а также условиями эксплуатации, то меняется и значение суммарной •нефтеотдачи. Наблюдаемая суммарная нефтедобыча распределяется в широком интервале значений даже при одном и том же основном механизме нефтеотдачи. Так, среди 25 месторождений с режимом растворенного газа, о которых имеются данные по суммарной нефтедобыче, последняя колебалась от 166 до 722, со средним значением 327 м3/гам;

от 15 до 50%, в среднем 33,%, начального содержания нефти в пласте;

от 7 до 34%, в среднем 20%, в процентах норового пространства;

от 14 до 53%, в среднем 28%, в процентах конечного насыщения свободным газом. Однако сравнение показывает, что наблюдаемая суммарная добыча, выраженная в долях шарового пространства, определена в среднем выше, чем это вытекает из расчетов при режиме исключительно «растворенного газа». Причина этого расхождения неясна, но основным фактором, по всей вероятности, является участие гравитационного дренажа или напора воды при добыче нефти из пласта с режимом «растворенного газа». Промысловые данные о добыче нефти из пластов с водонапорным режимом более многочисленны. Так, для 69 обследо Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас ванных месторождений добыча в куб. метрах на 1 га м колебалась от 320 до 1540, в среднем 730;

в процентах от начального запаса нефти в пласте — 24 — 78%, в среднем 52%;

в процентах порового пространства от 18 до 54%, в среднем 30%, а в процентах остаточного нефтенасыщения от 16 до 59%, в среднем 30%. Очевидно, этот широкий разброс точек показывает, что механизм нефтеотдачи при водонапорном режиме также не связан с точно установленными и особыми параметрами добычи независимо от характеристик пласта. Изучение водонапорных пластов показывает тенденцию к уменьшению остаточного нефтенасыщения с ростом проницаемости, уменьшением вязкости нефти и сохранением пластового давления в течение всего периода разработки. В (противоположность пластам, работающим при режиме растворенного газа, вполне законченная теория для описания добычи из пласта при водонапорном режиме, которая автоматически показывает конечное нефтенасыщение его в момент прекращения эксплуатации, отсутствует. Коэффициент нефтеотдачи вводится независимо и выражается остаточным нефтенасыщением, предполагаемым для продуктивной площади, затопленной водой. Применение зависимости «проницаемость — насыщение» для продуктивного пласта показывает, очевидно, остаточное нефтенасыщение, когда водонефтяной фактор достигает запроектированной величины ко времени (Прекращения эксплуатации, но этот прием имеет сомнительное значение;

он относится только к одновременному течению подвижньгх нефти и воды. Однако процесс микроскопического выталкивания нефти из увлажненных песков водой над водонефтяными переходными зонами осуществляется, по всей вероятности, продвижением «фронта» нефть — вода, за которым нефтенасыщение практически немедленно снижается до состояния исчезающей проницаемости и прерывного распределения. Именно это остаточное нефтенасыщение, определяемое микрогеометрией и капиллярными свойствами породы и жидкостей, является критерием местной суммарной нефтеотдачи. Общий отбор жидкости из пласта дает это значение, уменьшенное вследствие неполной отмывки породы, в момент забрасывания пласта. Оно связано с геометрическим вытеснением нефти и разной степенью обводнения различных участков пласта, вызванного слоистостью проницаемости коллектора и его неоднородностью. Для пластов с гравитационным дренированием имеется очень мало промысловых данных, поддающихся истолкованию, так что приходится прибегать к общим соображениям. Гравитационное дренирование представляет процесс перемещения нефти вниз по структуре пласта под действием силы тяжести. Оно продолжается до тех пор, пока не будет встречено сопротивление со стороны градиентов давления и пока проницаемость для нефти не упадет до нуля. Это может наступить, когда нефтенасыщение снизится на Глава столько, что нефть в пласте будет представлена прерывным распределением. Указанное остаточное нефтенасыщение должно иметь тот же порядок цифр, что и соответствующая величина, ограничивающая вытеснение нефти при "заводнении пластов. Отсюда суммарная добыча нефти (При гравитационном дренировании и расширении газовой шапки должна при благоприятных обстоятельствах сравняться с добычей из пластов с водонапорным режимом. Независимо от механизма нефтеотдачи до сих пор не установлено, что эти процессы локальны и по существу реагируют на темп отбора жидкости при эксплуатации. В естественных условиях обычно наблюдается косвенное влияние этого явления, которое заключается в том, что избыточные скорости отборов в сочетании с экономическими факторами приводят часто к пониженной суммарной нефтеотдаче, а при ограниченной скорости отборов — к повышенной добыче нефти. В пластах с энергией газа, где существует потенциальный источник повышения добычи нефти в виде гравитационного дренирования или обводнения краевой водой, участие последних сил возрастает при пониженных скоростях отборов. Высокие дебиты скважин в водонапорных пластах приводят к быстрому падению давления даже при равной суммарной нефтеотдаче, сокращают срок фонтанирования, повышают эксплуатационные расходы и вызывают забрасывание месторождения при низких значениях суммарной добычи нефти. Кроме того, остаточное нефтенасыщение в затопленных пластах при низком давлении составляет больший эквивалент дегазированной нефти, чем нефть, оставшаяся в пласте при давлении, с высоким коэффициентом лластового объема. Если скорости отбора в пластах с гравитационным дренированием не контролируются, то нефтенасыщение и проницаемость для нефти в нефтяной зоне могут настолько снизиться, что значительно уменьшат гравитационное дренирование по склонам пласта. Затрудняется также предотвращение конусообразования газа и прорыва газа в скважины в процессе эксплуатации, а также выделение его из газовой шапки. Помимо этого, нефтекасыщение в расширившейся газовой шапке при остаточном низком давлении эквивалентно большему объему дегазированной нефти по сравнению с условиями, когда нефть осталась в пласте при высоком давлении, возникающем в результате низких скоростей отбора и при малых значениях газонефтяного фактора. Прежде чем оценить экономически пласт в целом, необходимо вычислить коэффициент нефтеотдачи и перевести его в эквивалентную нефтеотдачу. Когда известен коэффициент нефтеотдачи в кубометрах на 1 га м, то суммарная нефтедобыча составляет произведение этого коэффициента на общий объем пласта в гаметрах.

Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запас Эта формула требует определения продуктивной площади и эффективной мощности нефтяного горизонта. Продуктивная площадь в конечном счете определяется разработкой месторождения и сухими скважинами, пробуренными за контурами месторождения. Общая мощность нефтяного горизонта обычно устанавливается электрокароттажем, кернами и изучением геологического разреза. Однако различие между «эффективной» и «неэффективной» зонами нефтеносного горизонта подвергается часто сомнению. Установление нижнего предела проницаемости для разделов пласта, которые, вероятно, не принимают заметного участия в нефтеотдаче произвольно. Для этой цели не существует никакой формулы, и выбор делается на основе «здравого смысла». Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах порового пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. В последнем случае общее содержание начальной нефти в недрах можно определить, непосредственно прилагая метод материального баланса к наблюдениям за режимом пласта. Физика нефтяного пласта не является еще в настоящее время «завершенной» наукой. Общие физические принципы, лежащие в основе ее, довольно хорошо установлены. Она имеет достаточное практическое применение для определения обоснованности ее выводов. Выводы, которые можно получить теоретическим путем относительно пластов и их режима, необходимо тщательно отработать. Надо подчеркнуть, что на данном этапе развития физики пласта любое сделанное обобщение представляет скорее возможность или вероятность, чем хорошо установленные описания пластов, встречающихся на практике. Вероятность того, что любой гипотетический пласт, созданный для экспериментальных целей, может повториться на практике, чрезвычайно мала. Помимо своей сложности, физика нефтяного пласта связана со многими специфическими нерешенными задачами. Одной из наиболее серьезных проблем является теория неоднородных пластов. Общее статистическое осреднение в эквивалентные однородные системы во многом отношении, несомненно, достаточны Однако переходные состояния, которые приводят к дифференциальному истощению отдельных участков общего пласта с раз Глава личными физическими свойствами, нельзя представлять слишком упрощенно. Процессы осреднения для переходных состояний отличаются от процессов осреднения для динамики установившегося состояния. Во всяком случае до тех пор, пока не будут разобраны весьма основательно несколько простых неоднородных систем, количественное значение делаемых приближений и приемов упрощения не может быть оценено достаточно полно. К сожалению, до сих пор еще не был подвергнут полному анализу даже строго однородный пласт, где учитывалось бы серьезно влияние градиентов давления и скорости отборов при эксплуатации. В момент вскрытия нефтяные пласты могут и не находиться в состоянии полного термодинамического равновесия. Эти неравновесные состояния требуют тщательного изучения. Сложность количественного анализа пласта возрастет, очевидно, во много раз, если в теорию режима необходимо будет ввести явления отсутствия равновесия, связанные либо с первоначальными пластовыми условиями, либо с процессом разработки и эксплуатации. Возможность возникновения сверхнасыщения в пласте, на которое указывают последние экспериментальные исследования, должна быть учтена при исследованиях. Мало исследованы также процессы вытеснения жидкостей в пористых средах. Необходимо разъяснить еще роль капиллярных явлений и зависимости «проницаемость — насыщение» в трехфазных системах, чтобы осветить различные стороны механизма нефтеотдачи, а особенно гравитационного дренирования. Песчаники, содержащие глины, и промежуточные известняки, являющиеся коллекторами нефти, почти полностью игнорировались в проделанных количественных исследованиях. Предположение, что их режим количественно подобен режиму кварцевых песчаников, не подтверждается экспериментами. Этим пластам до сих пор уделялось очень мало внимания и исследований с точки зрения динамики жидкостей. Несмотря на все трудности и ограниченный объем научноисследовательских работ по физике пласта, основные принципы в этой сложной области обеспечивают по крайней мере полуколичественное описание и корреляцию многих важных характеристик режима нефтяного пласта.

ОГЛАВЛЕНИЕ Г л а в а 1. Введение 1.1. Предмет книги 1.2. Нефтяные подземные резервуары 1.3. Характеристика нефтеносных пород 1.4. Границы нефтяных подземных резервуаров 1.5. Классификация нефтяных резервуаров по структурному признаку 1.6. Технология добычи нефти из подземного резервуара.. Глава 2. Физические свойства жидкостей и поведение нефтяиых пластовых Стр.

5 6 8 12 16 2.1. Однокомпонентные системы 2.2. Коэффициенты сжимаемости чистых углеводородных газов 2.3. Физическая природа коэффициентов сжимаемости. Уравнение Ван-дер-Ваальса 2.4. Двухкомпонентные системы 2.5. Поведение бинарных систем в критической области;

ретроградные явления 2.6. Влияние состава на фазовые изменения бинарных систем. 2.7. Многокомпонентные системы. Общие характеристики.. 2.8. Объемное изменение газонефтяных систем 2.9. Фазовые изменения сложных углеводородных систем. Константы равновесия 2.10. Применение констант равновесия 2.11. Вязкость нефтей и газов 2.12. Поверхностные натяжения жидкостей в нефтеносных пластах.. •............ 2.13. Воды нефтяных месторождений 2.14. Заключение Глава 3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5. Глава 3. Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей. Анализ кернов Содержание жидкости в глубинных породах.... Соленость Проницаемость «глинистых» песков Интерпретация данных по водо- и нефтенасыщенности. Насыщенность породы связанной водой 4. Динамические жидкостей основы теории течения неоднородных 20 24 27 31 32 38 46 52 62 72 76 о» 87 95 98 98 101 4.1. Обобщенное понятие проницаемости 4.2. Зависимость «проницаемость — насыщение» для двухфазных систем;

смеси газ — жидкость.. 4.3. Зависимость «проницаемость — насыщение» для двухфазных систем;

несмешивающиеся жидкости 117 120 Оглавление 4.4. Зависимость «проницаемость — насыщение» для трехфазных систем > 4.5. Физическое объяснение кривых «проницаемость — насыщение» 4.6. Значение кривых «проницаемость — насыщение».... Равновесное насыщение 4.7. Уравнение движения 4.8. Капиллярные явления;

давления капиллярные, вытеснения и сдвига 4.9. Распределение жидкостей и газа в недрах 4.10. Динамический эффект капиллярных явлений.... 4.11. Заключение 128 130 139 144 146 152 160 Глава 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8. Глава 6.1. 6.2 6.3. 6.4. 6.5. 6. Системы с установившимся течением неодонородных жидкостей. Коэффициент продуктивности Линейные системы. Радиальное течение;

неподвижная водная фаза.... Радиальное течение двухфазной жидкости. Отсутствие течения свободного газа Радиальное трехфазное течение Коэффициент продуктивности. Теория Промысловые измерения коэффициентов продуктивности. Приложение измерений коэффициента продуктивности.. Заключение -...

5.

173 175 181 183 186 189 195 6. Общая механика пласта Виды пластовой энергии и механизм нефтеотдачи... Общие характеристики режима нефтеносных пластов... Энергия воды Энергия газа Основы материального баланса. Основное уравнение.. Применение уравнения материального баланса. Отсутствие притока воды 6.7. Применение уравнения материального баланса. Частичное вытеснение нефти водой 6.8. Заключение 201 206 209 212 214 221 225 Г л а в а 7. Нефтяные пласты с газовыми режимами 7.1. Введение 7.2. Основные уравнения процессов в пластах при режиме «растворенного газа» 7.3. Теоретические процессы нефтеотдачи подземных резервуаров при режиме растворенного газа 7.4. Влияние свойств пластовых жидкостей и пород на процесс нефтеотдачи в подземных резервуарах при режиме растворенного газа.. 7.5. Нефтяные подземные резервуары с газовой шапкой, но без гравитационного дренирования 7.6. Падение коэффициента продуктивности и текущего дебита в месторождениях при режиме растворенного газа... 7.7. Закачка газа в пласты с газовой энергией;

поддержание давления 7.8. Влияние начальных условий на эффективность закачки газа 7.9. Метод материального баланса для вычисления процессов нефтеотдачи в подземном резервуаре с газовым режимом 7.10. Промысловые данные о падении добычи нефти в пластах с газовым режимом 237 239 244 248 260 263 269 275 282 Оглавление 605 Стр.

7.11. Промысловые наблюдения за режимом пласта с газовой энергией 7.12. Промысловый опыт закачки газа 7.13. Общие замечания по закачке газа 7.14. Гравитационное дренирование;

общие соображения.. 7.15. Процесс нефтеотдачи при гравитационном дренировании и расширении газовой шапки 7.16. Промысловые наблюдения за режимом подземных резервуаров при гравитационном дренировании 7.17. Подземные резервуары с частичным вытеснением нефти водой. 7.18. Заключение... Глава 8. Подземные резервуары с водонапорным режимом 287 292 297 301 306 312 317 8.1. Введение 8.2. Упрощенная трактовка установившейся фазы продвижения воды в пластах с водонапорным режимом 8.3. Представления об упругости жидкости в системе области питания 8.4. Изменение давления в водонапорных системах, питаемых водоносными резервуарами бесконечной протяженности.. 8.5. Водоносные резервуары бесконечной протяженности с радиальной симметрией и заданными давлениями на круговом контуре вода — нефть.. 8.6. Водоносные резервуары конечной протяженности с радиальной симметрией и круговыми водонефтяными границами. 8.7. Нерадиальные водонапорные системы 8.8. Электроанализатор 8.9. Месторождение Восточный Тексас • • 8.10. Карбонатные месторождения Смаковер 8.11. Поддержание давления при помощи закачки воды. Месторождение Мидвей 8.12. Дополнительные примеры водонапорного режима... 8.13. Подземные резервуары с напором подошвенной воды. Физическое представление 8.14. Подземные резервуары с напором подошвенной воды. Аналитические выражения. Производительность скважин.. 8.15. Подземные резервуары с напором подошвенной воды;

эффективность вытеснения нефти;

водонефтяные факторы 8.16. Роль проницаемости анизотропной среды и размещения скважин в коллекторах с напором подошвенной воды. 8.17. Некоторые практические стороны водонапорного режима 8.18. Заключение Глава 9. Вторичные методы добычи нефти 343 345 351 356 364 371 379 382 387 391 396 398 400 404 408 416 420 9.1. Введение 9.2. Ограничения исследования систем вторичной эксплуатации аналитическим методом и моделированием 9.3. Неустановившийся период в нагнетательных водяных скважинах 9.4. Интерференция водяных нагнетательных скважин.. 9.5. Промысловый опыт заводнения нефтяных пластов.., 9.6. Практическая сторона и условия применения заводнения. 9.7. Вторичные методы добычи нефти с закачкой газа в пласт. Теоретические соображения 9.8. Промысловый опыт по закачке газа в пласты.... 9.9. Практическая сторона закачки газа в пласт....

439 444 445 449 457 462 468 474 Оглавление Стр.

F л а в а 10. Конденсатные залежи 10.1. Введение 10.2. Характеристика углеводородных жидкостей в конденсатных пластах 10.3. Процесс истощения в конденсатных пластах... 10.4. Циркуляция газа в пласте. Общие соображения... 10.5. Аналитическое определение эффективности вытеснения при циркуляции газа 10.6. Теория потенциометрических моделей 10.7. Влияние неоднородной проницаемости в системах циркуляции газа 10.8. Промысловые наблюдения за конденсатными пластами. 10.9. Практическая сторона разработки конденсатного пласта. 10.10. Заключение Глава 11. Размещение скважин, коэффициенты нефтеотдачи и извлекаемые запасы 11.1. Введение. 11.2. Расстановка скважин 11.3. Физические соображения по размещению скважин. Водонапорные системы 11.4. Расстановка скважин на месторождениях, использующих энергию газа. Физически возможная суммарная добыча несрти............... 11.5. Промышленно возможная суммарная добыча нефти и размещение скважин на месторождениях с энергией газа. 11.6. Промысловые наблюдения над зависимостью между расстановкой скважин и нефтеотдачей 11.7. Интерференция скважин 11.8. Коэффициент нефтеотдачи. Извлекаемые запасы... 11.9. Коэффициенты нефтеотдачи в пластах с энергией газа. НЛО. Коэффициенты нефтеотдачи в водонапорных пластах.. 11.11. Коэффициенты нефтеотдачи при гравитационном дренировании. 11.12. Извлекаемые запасы нефти 11.13. Основные задачи физики нефтяного пласта.... 11.14.

Pages:     | 1 |   ...   | 9 | 10 ||



© 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.