WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 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 4 ] --

\ \ s I» \ О ю го зо ц-о 50 бо ^ о/о Фиг. 86. Кривые соотношения проницаемости для нефти и воды в зависимости от нефтенасыщения для постоянных значений насыщенности пласта свободным газом г.

Фиг. 87. Кривая расчетного изменения водонефтяного фактора в зависимости от нефтенасыщенности для установившегося состояния течения воды и нефти в породе, исходя из кривых соотношения проницаемостей (фиг. 86), вязкости воды, равной 1,0 сантипуаза, вязкости нефти, равной 1,2 сантипуаза, коэффициентов пластового объема воды и нефти—1,0 и 1,2.

5.4, Радиальное трехфазное течение. В принципе разбор установившегося трехфазного течения тождествен разбору двухфазного, но зато отдельные вычисления много сложнее. Кроме того, они требуют знания всей системы зависимостей «проницаемость — насыщение», рассмотренных в параграфе 4.4. Предельный коэффициент продуктивности и взаимосвязь между газовым и водонефтяным фактором, а также насыщением жидкостями у внешней границы питания могут быть определены следующим образом: установив давление на границе питания и выбрав R и /?в, можно вычислить к?\кп по первому из уравнений 5.1 (4). Аналогично, /св//сн у границы питания подсчитываются при помощи второго из уравнений 5.1 (3). Распределение жидкостей, которое дают подсчитанные значения kTjkn и кв/киу находится по кривым «проницаемость — насыщение».

Глава Предположив для простоты, что растворимостью газа в воде SB можно пренебречь, и приняв физические свойства нефти и газа согласно фиг. 81, находим, что значение кг]кн Аля давления на границе питания 170 am согласно уравнению 5.2 (5) меняется с газовым фактором (фиг. 88). Соответствующая кривая для кв/кц как функции водонефтяного фактора /?в также изображена на фиг. 88;

причем предполагается, что ^в = 1, а /?в = 1г н/и„—* *<* Фиг. 88. Расчетные величины соотношения проницаемостей для газа и нефти и для воды и нефти кг/кн и kJkH, необходимые для получения значений абсцисс газонефтяного и водонефтяного факторов, исходя из физических свойств газа и нефти, приведенных на фиг. 81. Принятая вязкость и коэффициент пластового объема воды равны 1 санти-' пуазу и 1,05.

Насыщение жидкостями, соответствующее кв/кн и кг/кп (фиг. 88), можно определить по кривым фиг. 86 и 89, на которых насыщение свободным газом принято параметром отдельных кривых г. Например, если содержание води в нефти г г равно 13% (/?в = 0,15), а газовый фактор 900 м \м у то на фиг. 88 кг/кп = 0,043, /св//сн = 0,10. Из фиг. 89 и 86 видно, что оба эти значения приходятся на кривые для г = 0,20 при н = 0,45. Отсюда совместно С в = 0,35 они показывают распределение жидкостей, которое дает поток нефти с содержанием г 3 воды 13% и газовым фактором 900 м /м. Из фиг. 70 было1 видно, что для указанных насыщений жидкостями относительная проницаемость для нефти составляет 0,19. Это значит, что предельный коэффициент продуктивности составляет 19% от того значения, при котором порода была бы полностью насыщена нефтью и последняя перемещалась бы как однофазная жидкость. Абсолютное значение дебита нефти или коэффициент Кривые на фиг. 86 и 89 были получены по данным на несцементированных песках и имеют лишь иллюстративное значение. Для практических целей надо пользоваться данными, относящимися к соответствующему продуктивному пласту. Эти кривые могут быть получены с любым насыщением в виде параметра или предпочтительнее как контуры в треугольной диаграмме постоянных значений kTjkn и к Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей продуктивности вблизи нулевого перепада давления можно вычислить из уравнения 5.3 (3), а дебит воды составит 15% дебита нефти. Распределение насыщения жидкостями у забоя эксплуатируемой скважины можно установить тем же путем. Если давление фонтанирования на скважине составляет 17 am, то значение kr/кн, как это видно из фиг. 83, равно 0,235. Согласно фиг. 81 при 17 am /*H = 2,37 сантипуаза, а /?н = 1,077, а из уравнения 5. 3 (1) значение для kBjkn — 0,062. Согласно фиг. 86 и fcr/fc5 = 0,235 и кв,!кп = 0, расположены на соответствующих КрИВЫХ ДЛЯ г = = 0,30 при дн = 0,385. Следо- ^ вательно, эти значения вме- ^ сте с QB = 0,315 представля- * ют насыщения породы жидo7t цоз костью у забоя скважины 8,06 при содержании воды в 0,0V струе 13% и газовом факто0,03 ре 900 мъ/м3 для давления фонтанирования 17 am. ТаQ,OZ ким образом, между внеш10 f ней границей (170 am) и скважиной насыщение газом увеличится на 10%, в-тавре- ф и г 8 9 > К р и в ы е изменения соотношу у % р мя как насыщение нефтью ния проницаемости для газа к пронии водой упадет соответст- цаемости по нефти кг/кн в трехфазных системах в зависимости от нефтенасывенно на 6,5 и 3,5%. Этим методом можно щения, для постоянного значения навоспользоваться при проме- сыщенности свободным газом г (в л %), жуточных давлениях и, применив уравнение 5.2 (1), определить общее распределение давления и насыщение жидкостями. Рассмотренные примеры показывают, что даже для несцементированных песков необходимые данные по зависимости «проницаемость-—насыщение» (фиг. 86 и 89) еще недостаточно хорошо уточнены. Для плотных пород не имеется никаких опубликованных данных, выражающих полные интервалы подвижности трехфазных систем. Это обстоятельство подчеркивает необходимость накоплять такие данные. Однако приведенные соображения показывают, что существует физическая теория, позволяющая прилагать кривые зависимости «проницаемость — насыщение» к системам установившегося многофазного течения. Но пока не будут получены специфические данные о породах, представляющих практический интерес, гее развитые здесь доказа Глава тельства в лучшем случае имеют полуколичественное значение 1. Если известно насыщение жидкостями и связанные с ними давления, можно определить газовый и водонефтяной факторы простой инверсией описанной процедуры или непосредственным использованием кривых «проницаемость — насыщение». Изменение состава потока с насыщением жидкостями легко вывести из кривых, аналогичных приведенным на фиг. 86 и 89. Кривые на фиг. 86 указывают на быстрый подъем значения кв/ка, а отсюда и водонефтяного фактора с падением насыщения нефтью для постоянного насыщения свободным газом. Даже если насыщение нефтью неизменно, кв/ки возрастает быстро с понижением насыщения свободным газом и ростом насыщения водой. Относительные положения различных кривых на фиг. 89 выражают непосредственное влияние насыщения свободным газом на величину газового фактора, которая в значительной степени определяется посредством кг/кн. Быстрый подъем в левой части диаграммы в основном обусловлен падением проницаемости для нефти с убыванием ее насыщения. Первоначальное падение на кривых кг/кп по мере убывания насыщения нефтью вызвано кривизной кривых газопроницаемости на фиг. 71, которая означает падение проницаемости для газа, даже при постоянных содержаниях его, когда вода начинает вытеснять нефть. 5.5. Коэффициент продуктивности. Теория. С практической точки зрения коэффициент продуктивности, рассмотренный в предыдущих разделах, является непосредственным критерием производительной способности нефтеносного пласта. Однако теоретически он представляет величину, зависящую от стольких факторов, что часто не представляется возможным дать количественное объяснение специфических численных значений известными физическими параметрами, от которых он зависит. Из его определения Сп—коэффициент п,, следует, что для систем однофазной жидкости он должен иметь следующее значение:

Сп = ^-r ^ продуктивности= r ^J дебит (м3/с утки) падение давления {am) •• —,— \ v / ( 1IЧ)О ' Другим приближением в произведенном разборе является пренебрежение капиллярными явлениями. Однако попытки количественного учета их не могут представить ценности, пока нельзя будет использовать данных о капиллярном давлении по естественным трехфазным системам. 1 Для некоторых целей более удобно пользоваться «удельным» коэффициентом продуктивности : (/С п ), т. е. С п на единицу мощности зоны насыщения.

Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей где к — проницаемость для однофазной жидкости в миллидарси;

h — эффективная толща зоны насыщения;

/ —коэффи5 циент пластового объема жидкости;

/л — вязкость в сантипуазах. Применение этой формулы даже с учетом ее ограничений требует знания к, h, v* Ь и **- Значение к представляет, очевидно, среднее из измерений по многим кернам, которые меняются часто от 10 до 100 раз в одних и тех же продуктивных пластах;

[i и ($ — вязкость нефти и коэффициент пластового объема жидкости при температуре и давлении подземного резервуара. Эти параметры можно определить соответствующим лабораторным измерением;

ге — радиус от оси ствола скважины, на окружности которого давление равно ре. Последняя величина служит основанием для вычисления перепада давления, вызывающего течение в пласте. Обычно это давление принимается за пластовое, но соответствующее значение тс нелегко определить;

его часто берут как половину расстояния до ближайшей эксплуатационной скважины. Допущенная произвольность исправляется тем обстоятельством, что ге входит под знак логарифма в уравнение (2), так что вычисленное значение Сп мало зависит от абсолютного значения ге. Необходимо признать, что строго однофазных систем в естественных продуктивных пластах не существует. Но когда в коллекторе нет свободного газа, например, при пластовых давлениях, превышающих давление насыщения для нефти, уравнения установившегося течения последней формально тождественны уравнениям для однородной жидкости. Исключение состоит в том, что проницаемость для нефти должна быть исправлена на водонасыщение пласта, независимо от того, является ли водная фаза подвижной или неподвижной1. При таких условиях уравнение (2) еще применимо, но с к, представляющим проницаемость для нефти. К сожалению, поставленная задача разрешается не полностью. Перемещаясь при давлении даже выше точки насыщения, нефть обладает измеряемой сжимаемостью порядка 4 2,25 х 10~~ на 1 am. Следовательно, предположение о наличии установившегося течения правильно в лучшем случае лишь приближенно. Хорошо известно, что когда скважину пускают в эксплуатацию впервые или когда она вновь вступает в эксплуатацию после длительного периода консервации, начальные дебиты обычно намного выше дебитов, которые устанавливаются несколько позже. Это временное явление наблюдается при извлечении нефти, насыщенной и не насыщенной газом. Оно обусловлено сжимаемостью нефти и свободного газа, если таковой присутствует в пласте. Пока не закончатся эти переТечение однофазных жидкостей, содержащих конденсат, можно также описать по указанной методике, если только давления поддерживаются выше точки конденсации.

Глава ходные периоды и эффект пуска скважины или изменения давления в ней не распространится на часть пластовой системы течения, а призабойная зона скважины не приобретет постоянного распределения давления, коэффициент продуктивности,, высчитанный посредством уравнения (1), не приблизится к постоянной величине, имеющей физическое значение. Когда пластовые давления упадут ниже первоначальной точки насыщения и течение жидкости в результате выделения газа станет многофазным, коэффициент продуктивности, вычисленный из уравнения (1), становится еще менее определенным. Переходные состояния, описанные выше, имеют большую длительность, и приближение к установившемуся течению, лежащее в основе уравнения (2), может иметь лишь асимптотическую справедливость. Кроме того, в условиях установившегося течения значение С п, вычисленное из уравнения (1),, теоретически зависит от абсолютной величины перепада давления х. В частности, оно должно уменьшаться с повышением перепада давления. Чтобы полностью установить вычисленный или измеренный' С п, необходимо указать величину давления или перепада давления в скважине, с которым связан СПР. Коэффициент продуктивности С п может быть определен вторично как предельное значение по уравнению (1), когда перепад давления становится нулевым;

Сп, определенный таким образом, дается выражением п Сп = -Н, 0,0094 h Igio rel c —а ) м* сутки am, rг— \PP U (к \ о,, О (3),\ где нижний показатель е обозначает, что данные /с, fi, /5 должны относиться к значениям при ге> т. е. при пластовом давлении. Отсюда С п ' зависит от состава всей поступающей жидкости, а также от основных параметров пористой среды. Истинная величина его значительно меньше, чем это вытекает из уравнения (2) для однофазной системы, из-за снижения к. На фиг. 85 видно, что если водная фаза неподвижна, а ее содержание ~ 20%, то относительные проницаемости для нефти кн/к у внешней границы системы, рассмотренной в параграфе 5.2, равны 0,50;

0,44 и 0,34 для газовых факторов 96,0;

270 к 900 MZJMZ. Они дают также соотношения соответствующих коэффициентов продуктивности, полученных из уравнения (3), к их соотношениям, вычисленным из уравнения (2). Но если бы нефть и вода добывались как свободные фазы и с равным дебитом, то насыщение нефтью (согласно фиг. 87) было бы 0,48. Из фиг. 67 следует, что относительная проницаемость для нефти была бы 0,20, а коэффициент продуктивности Сп составлял 20% от своего значения при течении однофазной жидкости. НакоЭта зависимость обусловлена изменением вязкости и коэффициента усадки пластовой жидкости в результате колебаний давления фонтанирования на забое скважины, а также изменения проницаемости для нефти. Последний эффект часто доминирует в условиях многофазного течения.

Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей нец, из предыдущего параграфа видно, что распределение насыщения у входной границы (170 am) было бы 0,20;

0,45 и 0,35 соответственно для газа, нефти и воды, если бы газовый факг тор в гипотетической установившейся системе равнялся 900.м (м*, а содержание воды 13%. Относительная проницаемость для нефти при этом распределении (согласно фиг. 70) была бы 0,19, так что Сп составлял бы 19% от своего значения при течении однофазной жидкости. Эти численные примеры основаны на ряде свойств жидкостей и характеристик зависимости «проницаемость —насыщение», приведенных в предыдущих параграфах. Кроме того, они относятся к пластовому давлению 170 am и не имеют, таким образом, абсолютного значения. Полученные данные показывают порядок влияния многофазного течения на величину коэффициента продуктивности Сп. Чтобы получить Сп соответственно уравнению (3) из промысловых данных, необходимо определить наклон у начала кривой зависимости текущего дебита от перепада давления. Такие отсчеты следует брать после того, как дебиты и давления фонтанирования в скважине стабилизировались и можно получить по крайней мере некоторое приближение к локализированным условиям установившегося течения. Очевидно, время,, необходимое для стабилизации, зависит от проницаемости, вязкости нефти, состава жидкости и величины изменения прежнего состояния притока. Промысловый опыт показывает, что условия на забое редко стабилизируются раньше 1 часа;

обычно требуется 4—24 часа, а в очень плотных породах может пройти даже несколько дней раньше, чем наступит стабилизация. 5.6. Промысловые измерения коэффициентов продуктивности. Промысловый опыт по определению коэффициентов продуктивности показывает, что этот вопрос так же неясен, как и его теоретическое состояние. Можно привести много примеров отклонений величины коэффициента продуктивности от расчи* тайного по текущему дебиту. В отдельных случаях можно объяснить ненормальное поведение коэффициентов продуктивности, анализируя соответствующие наблюдения по колебанию газового фактора, длительности эксперимента и т. д., но в общем дать оценку Сп с неэмпирической и сравнительной точки зрения затруднительно. Вычисление коэффициентов продуктивности часто производится на основании отдельных измерений перепада давления и текущего дебита, а также простого осреднения значений, подсчитанных для двух или трех рядов измерений, независимо от имевшихся в них изменений. Полученные значения были использованы посредством линейной экстраполяции для получения потенциальных свободных дебитов или дебитов, которые следует ожидать при нулевом давлении фонтанирования на забое скважины. Вся проблема измерений коэффициента продуктив Глава ности покоится на неудовлетворительной физической основе. Проводимая процедура определения коэффициента продуктивности дает только средство для сравнительной оценки отдельных скважин и пластов с точки зрения возможной производительности и отбора нефти. Однако с экономической и физической точек зрения разрешение многих сложных факторов этой проблемы является важ 'То I 1 (ТТЛ М М М I1II1J ной задачей женная мощность пласта в м;

р. — вязкость пластовой нефти в сантипуазах;

,3 — коэффициент пластового объема нефти. Сплошная линия построена согласно уравнению 5.6(1). Прерывистая линия — зависимость, cфopiмyлиpoванная установившимся состоянием радиального течения при rcl"rz = 4 0 0 0. Кружочки — результаты проделанных экспериментов;

Л, /и, и к получены расчетным путем.

добычи нефти из подземных резервуаров *. *У | го Численные величины коэффициента продуктивности, получено ные из промысловых ч измерений, показыва3 г\ ют, что согласие между теорией и практикой 1 в ряде случаев отсутis ствует. Из уравнения 5.5 (3) следует, что по*-тА 0,3 рядок величины коэф0Л фициента продуктив^TTTTtw'3 г з ч б 8/я* г зч б 8 ю* ности должен быть 0,0034 kh, т. е. в раза больше Фиг. 90. Изменение коэффициентов продук- 0,0034 продуктивной способтивности в зависимости от параметров пласта. ности пласта в миллик — проницаемость для воздуха в миллидарси;

h — обна следований Д л я исв области про I У\ фициента должно поэтому до 50. Сравнение промысловых наблюдений и данных анализа кернов показывает как хорошо согласующиеся случаи, так и расхождения в 10—100 раз. Так, на фиг. 90 построены данные о С п, нанесенные в зависимости от фактора kh\ii$. Скважины глубиннонасосные и фонтанные имели диапазон для kh от 120 до 45 000 миллидарси-метр, вязкости пластовой нефти от 0,5 до 3,4 сантипуаза и значения /? от 1,02 до 1,48. Для всех скважин, за Хорошая согласованность получается при определении С п как суммарного дебита газа и нефти на единицу перепада давления. Видимо, можно исключить много погрешностей из обычных данных о С п, если ввести газ в дебит притока. Хотя этот метод тоже по сути является эмпирическим, но он получил бы значение, если бы применялся в широких пределах.

сленное значение коэфнаходиться в пределах от 0, ДЭрСИ-МеТраХ. 3cL ИСг г ^ КЛЮЧеНИеМ О Ч е Н Ь ПЛОТНЫХ И ТОНКИХ Я Т Я К Ж Р л и п х ч а л, a iaxs.yri.c НеСЦе.МеНТИрОВаННЫХ И МОЩНЫХ ГООИЗОНТОВ ЧИ~ Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей исключением одной, с Сп меньше 1,0 была внесена поправка на среднеисчисленное насыщение свободным газом в 11,5%. Для к было взято 51% от измеренной проницаемости. Давления у скважин во время испытаний были выше или близки к начальной точке насыщения. Поэтому влиянием фазы свободного газа пренебрегли. Сплошная линия на фиг. 90 определяется уравнением Сп = 0, kh (1) Пунктирная линия нанесена согласно уравнению 5.5 (3), с ге/гс = 4,000. В пределах экспериментальных ошибок наблюденные коэффициенты продуктивности отличаются примерно в 1,4 раза от коэффициентов, полученных на основе анализа кернов и констант ^ жидкостей [уравнение ^ 5.5(3)]. Разницу можно w W объяснить тем, что не » миллидарси., было внесено поправки Фиг. 91. Изменение удельных коэффициентов от влияния связанной продуктивности в зависимости от проницаеводы на к. мости для нефтяных промыслов в Калифорнии. Исследование 141 и, коэффициент пластового нефти;

скважины в Калифор- В—fi— вязкость иводы в отбираемом дебитеобъемаПрямая содержание в %. нии на 14 промыслах линия — теоретическое изменение удельного коэффициенна показало совершенно та продуктивности, умноженноеВ). коэффициент 1,073 ц,. /3(1иные результаты. В этих скважинах мощность песка колебалась от 3,9 до 200 м;

проницаемость от 10'$до 8500 миллидарси;

плотность нефти от 0,976 до 0,804 г/см2: вязкость пластовой нефти от 0,096 до 1,040 сантипуаза;

коэффициент пластового объема жидкости от 1,03 до 1,77;

пластовое давление от 5,2 до 330 am;

газовый фактор от 2,6 до 260 M /M. Полученные данные приведены, на фиг. 91. Ординаты представлены удельными коэффициентами продуктивности, умноженными на jufi (lgre/rc)/9,4, для re/rc = = 2000 и на коэффициент (1—В), дающий поправку на содержание воды в нефти, где В выражает водную часть всей жидкости. Согласно уравнению 5.5(3) теоретически ординаты должны равняться \0~~3 к (в миллидарси), если бы отсутствовал множитель ( 1 — В ). На фиг. 91 прямая линия дает это идеальное теоретическое предсказание, уменьшенное в 1,073 раза.

//jj S Z Глава Среднее отклонение данных на фиг. 9! от прямой линии дается множителем 31;

в 14 случаях теоретическая прямая линия выше наблюденной в 64 раза. Такие большие расхождения нельзя объяснить лишь многофазным характером системы течения или ростом сопротивления притоку через перфорированные обсадные трубы по сравнению со вскрытием пласта открытым забоем. При особых обстоятельствах эти факторы могли бы вызвать суммарное снижение Сп в 20 раз. Однако наличие подобных случаев не составляет общего правила. Если бы главной причиной были заиливание забоя и плохая практика освоения скважин, следовало бы ожидать еще более ошибочного распределения данных. Несмотря на разброс данных на фиг. 91, они проявляют определенную тенденцию, указанную кривой. Основным фактором, который может объяснить и, очевидно, объясняет низкие значения коэффициента продуктивности, является влияние связанной воды на проницаемость многих продуктивных пластов в Калифорнии. Многие из этих пластов обладают проницаемостью однофазной жидкости для воды ниже, чем для воздуха. Разница обусловлена реакцией глин и цементирующего вещества в породе на присутствие воды. В некоторых случаях было обнаружено, что проницаемость даже для соленой воды была меньше 1% проницаемости для воздуха. При таких условиях использование величины проницаемости, измеренной для воздуха, в формулах представляет фиктивное основание для сравнения с наблюденными данными для Сп, Специальные испытания над глинистыми песками в Калифорнии показывают, что колонки, содержащие пресную воду, обладают эффективной проницаемостью для нефти порядка Vio проницаемости для воздуха. Поэтому можно считать, что большая часть расхождений с измеренными Сп была бы исключена, если бы при сравнениях использовалась проницаемость для нефти в присутствии связанной или соленой воды. Если бы за абсолютную проницаемость была принята проницаемость для пластовой воды, а также были бы учтены насыщение свободным газом и влияние перфорации обсадных труб на приток, результаты могли быть иными. Расхождение между идеализированными предположениями и наблюдаемыми коэффициентами продуктивности с понижением проницаемости также не имеет еще окончательного объяснения. Однако это расхождение можно объяснить, предположив, что относительное содержание глины или глинистого материала встречается больше в плотных, чем в несцементированных песках. Калифорнийские данные (фиг. 91) выражают довольно определенное согласие между наблюденными коэффициентами продуктивности и проницаемостью для воздуха. Необходимо все же отметить, что это согласие чисто эмпирическое. Разобранные >анее наблюдения по другим нефтепромысловым районам показывают, что нельзя переносить корреляцию такого типа из Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей одного района в другой, где характер продуктивных пластов может сильно отличаться. Разумеется, если будет найдено, что калифорнийские данные удовлетворяют простой теоретической зависимости, с использованием соответствующей проницаемости для жидкостей, то общее основание для определения коэффициента продуктивности станет определенно возможным. Наконец, необходимо остановиться на изменении коэффициентов продуктивности во времени. При течении в среде однофазной жидкости коэффициент продуктивности должен быть постоянной величиной для скважины. Этого можно ожидать в естественных продуктивных пластах, где насыщение нефтью и вязкость ее сохраняются постоянными. Это может иметь место в водонапорных системах, где пластовое давление поддерживается выше точки насыщения, или в пластах, дренирующихся за счет энергии газа, процессы которых стабилизировались в результате естественного или искусственного поддержания давления и сохранения насыщения. Когда «режим растворенного газа» играет значительную роль в механизме нефтеотдачи, коэффициент продуктивности падает с убыванием насыщения нефти газом и ростом ее вязкости, в результате выделения газа из раствора. В этом случае коэффициент продуктивности может снизиться даже в 10 раз в течение процесса истощения залежи. Убывание коэффициента продуктивности отражает скорость и степень истощения части пласта, дренируемой соответствующей скважиной. Кроме этих медленных колебаний, наблюдаются быстрые, переходы в связи с любыми изменениями в работе скважины: изменение давления или текущего дебита. Если коэффициенты продуктивности высчитываются из данных давления и отбора нефти, полученных в течение таких неустановившихся периодов, полученные величины также меняются со временем. Характер и длительность этих переходов зависят от предыдущей эксплуатации или состояния системы, непосредственно перед изменением режима работы скважины, характера изменения текущего дебита или давления на забое скважины, сжимаемости потока жидкости внутри породы и проницаемости пласта. Количественное истолкование этих переходов чрезвычайно затруднено. Для практического применения измерения коэффициент продуктивности следует проводить лишь после того, как условия в скважине установились и появилось по крайней мере некоторое подобие установившегося движения. Однако существует один тип переходного состояния, который можно проанализировать в идеальных условиях для получения эквивалента установившегося коэффициента продуктивности. Это — нарастание давления в скважине после ее закрытия. Если в течение этого периода приток жидкости в скважине имеет характер предположительно установившегося однофазного течения, можно написать следующие уравнения:

Глава где Q — текущий дебит, ре — пластовое давление;

р — мгновенное давление на забое скважины. Если при поступлении в скважину с площадью сечения ствола Л жидкость имеет однородную плотность ун, то Q можно выразить как О-А ~--~ др (Ъ где h — мгновенная высота столба жидкости в скважине 1, a g — ускорение силы тяжести. Из комбинации уравнений (2) и (3) следует, что A)( / = Ai-f(A* — / f c (4) где /?i, hi — первоначальное давление на забое скважины и напор жидкости;

ре, hk—те же значения в равновесном состоянии в закрытой скважине. Переписав уравнение (4) видим, что полулогарифмическая зависимость давления или подъема жидкости и времени должна быть линейной. 'Если получить такую линейную зависимость, где наклон уп gel А, можно подсчитать С п. Из уравнения (2) видно, что Сп —теоретический коэффициент продуктивности. Вследствие строгих ограничений справедливости уравнения (2) и (3) кривые нарастания давления от времени были мало использованы при определении коэффициентов продуктивности. В некоторых случаях, где условия 2 были благоприятны, их применение дало результаты, сравнимые с полученными непосредственно по зависимости «дебит — перепад давления» или определенными по данным анализа кернов.

Если течение однородно, то переходный процесс роста, или снижения давления, вызвавший определенные изменения в продуктивности скважины, можно- подсчитать, учитывая сжимаемость пластовой жидкости. Однако промысловые измерения для определения полных переходных процессов и последующая обработка полученных данных гораздо более сложны, чем при использовании приближения к установившемуся состоянию. Испытания подобного рода были проведены лишь в нескольких случаях. 2 Эта методика была использована для определения конечного равновесного давления ре в фонтанирующих скважинах. Подобное применение имеет лишь эмпирическое значение ввиду сомнительной справедливости лежащих в основе указанной методики уравнений (2) и (3) для переходных состояний в фонтанных скважин'ах, где жидкость в трубах находится в аэризоваииом состоянии. Разработать обобщенную теорию для переходного нарастания давления в фонтанных скважинах с движением нефти и свободного газа в стволе скважины вполне возможно, но практическая ее применимость сомнительна, так как ее количественные характеристики зависели бы от распределения жидкостей в фонтанных трубах.

Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей 5.7. Приложение измерений коэффициента продуктивности. Несмотря на значительные трудности количественного истолкования отдельных определений коэффициента продуктивности, на практике они имеют большое значение. Если измерения в группе скважин на одном промысле были проведены в одинаковых условиях, то их относительные значения важны, так как они выражают относительные мощности и проницаемость участков пласта, дренируемых отдельными скважинами. Были опубликованы 1 обоснованные корреляции между начальным коэффициентом продуктивности и суммарной нефтеотдачей за период в 37г года для скважин на одном и том же промысле. Вычисление потенциальных свободных дебитов как произведения коэффициента продуктивности и пластового давления имеет практическое значение в известных нефтедобывающих районах. Эти потенциалы применялись штатными контрольными органами в формулах, определяющих допустимы© отборы нефти в отдельных скважинах на промысле. Вычисление таких потенциалов делает ненужными испытания действительного дебита 2, которые по ряду причин были нежелательны или непрактичны. Эти вычисленные потенциалы вряд ли согласовались бы с результатами действительных испытаний, если бы таковые были проведены, но их относительные величины могут отражать довольно близко сравнительную производительность. Коэффициент продуктивности дает средство для оценки результатов химической обработки скважин или ремонтных работ. Сравнение коэффициента продуктивности до и после обработки является лучшим критерием для выявления эффекта проведенной работы, чем абсолютные дебиты нефти при постоянном диаметре штуцера или иных произвольно выбранных условиях. До того, как замеры коэффициента продуктивности вошли в практику, результат обработки кислотой забоев глубиннонасосных скважин часто недооценивался, так как текущий дебит после обработки ограничивался производительностью насоса. Между тем замер коэффициента продуктивности указал бы на возросшую эксплуатационную производительность и необходимость смены диаметра насоса. Коэффициент продуктивности представляет собой физически важный критерий эксплуатационной производительности пласта и отражает параметры теоретических формул (параграф 5.5) в значительно большей степени, чем непосредственные измерения проницаемости на кернах. За исключением осложнений, связанных с течением многофазной жидкости и влиянием неустановившегося состояния, коэффициент проНа старых промыслах были установлены приближенные статистические корреляции между суммарной нефтеотдачей и начальными свободными дебитами. 2 Испытания на свободный дебит представляют сомнительное физическое значение, так как максимальные производительности скважин могутбыть ограничены скорее размерами фонтанных труб и насосного оборудования, чем продуктивностью пласта.

Глава дуктивности является интегральной равнодействующей по большой массе пласта, в то время как керн представляет бесконечно малый образец породы, дренируемой через скважину. Однако коэффициент продуктивности осредняет данные притока по вертикали и всей площади пласта, поэтому не дает сведений об изменениях, происходящих в продуктивной зоне по вертикали. Длительные изменения коэффициента продуктивности отражают общие изменения в состоянии и характере пластовых жидкостей. При условии, что в скважине не произошла закупорка забоя или затопление продуктивного горизонта водой, падение коэффициента продуктивности в месторождениях с «режимом растворенного газа» можно увязать с падением пластового давления (ростом вязкости нефти) и насыщения нефтью (уменьшение проницаемости для нефти). Хотя промысловые данные еще не установили количественной зависимости этого вида, но на практике часто наблюдается качественная связь между истощением пласта и убывающим коэффициентом продуктивности 1. Замеры коэффициента продуктивности вместе с наблюдениями над газовым фактором имеют значение для объяснения ненормальностей в работе скважины на пластах с «режимом растворенного газа». Газовый фактор и коэффициент продуктивности в основном зависят от насыщения коллектора нефтью, с учетом пластового давления, вязкости нефти, растворимости газа и насыщения водой. Так, при помощи уравнения 5.2 (5) можно подсчитать соотношение эффективной проницаемости для газа и нефти из замера газового фактора. Это относится непосредственно к условиям у забоя скважины. Но если дебит скважины и перепад давления малы, можно рассматривать вычисленное кг/кн как приближение к среднему значению для коллектора, дренируемого скважиной. То же объяснение приложимо" к относительной проницаемости для нефти ки/к, подсчитанной при помощи уравнения 5.2 (7) или 5.5 (3) из замера коэффициента продуктивности;

ки/к и кг/кк выражают определенные значения насыщения нефтью, если известно насыщение пласта водой. Если нефтенасыщения совершенно неустойчивы, можно сделать вывод о влиянии внешних факторов на коэффициент продуктивности, или газовый фактор. Если нефтенасыщение, определяемое газовым фактором, намного выше, чем полученное из коэффициента продуктивности, необходимо рассмотреть возможность местной закупорки призабойной зоны скважины. Если газовый фактор указывает на более низкое насыщение пласта нефтью, чем коэффициент продуктивности, причина этого может заключаться Наблюдалось, что в области, где пластовое давление поддерживается нагнетанием воды выше точки насыщения, коэффициент продуктивности остается существенно постоянным. Одновременно в скважинах на этой площади, где давления упали ниже точки насыщения, коэффициент продуктивности снизился в 5—10 раз. Возможно, что это снижение в некоторой степени обусловлено образованием водонефтяного притока.

Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей в поступлении свободного газа из газовой шапки или газонасыщенного песка, который не изолирован от забоя скважины. Вследствие неточности значений абсолютных величин указанных факторов такой анализ данных по скважинам редко осуществляется. В виде исключения можно пользоваться данными по газовому фактору или коэффициенту продуктивности, полученными в разное время, а также сравнить изменения газового фактора с изменениями коэффициента продуктивности. Например, устойчивый газовый фактор при убывающем коэффициенте продуктивности указывает на образование пробки у забоя скважины. Если величина газового фактора заметно увеличилась без соответствующего большого снижения коэффициента продуктивности, можно предположить, что имеется поступление в скважину внешнего свободного газа. Это предположение возникает также, если газовый фактор заметно меняется при колебаниях текущего дебита, а коэффициент продуктивности остается в основном постоянным. Аналогичные соображения можно применить к истолкованию источника прорыва воды в скважину. Быстрый рост отбора воды должен повлечь за собой снижение коэффициента продуктивности, если только вода поступает в скважину по слоям внутри нефтяного горизонта. Если коэффициент продуктивности сохраняется при повышении отбора воды, можно сделать вывод, что последняя притекает из совершенно независимых пластов или прорвалась сквозь слои нефтяного горизонта, которые до того не принимали значительного участия в нефтеотдаче. Все эти объяснения режима скважины должны рассматриваться как руководство для более подробного исследования, но не как доказательство соответствующего механизма нефтеотдачи. Невозможно дать удовлетворительные количественные выводы из отдельных замеров коэффициента продуктивности или газового фактора, если отсутствуют полные данные о зависимостях «проницаемость — насыщение» для исследуемых продуктивных пластов. Необходимо также иметь более удовлетворительную физическую основу для оценки определений коэффициента продуктивности в многофазных системах. Однако это ограничение не обесценивает практического значения сравнительных, качественных и даже полуколичественных применений, разобранных в настоящем параграфе. 5.8. Заключение. Вследствие исключительной сложности гидродинамических уравнений для описания течения многофазной жидкости до сих пор еще не разработаны удовлетворительные решения систем, меняющихся во времени. Для получения некоторого представления о количественном смысле этих уравнений приходится прибегать к приближению и принимать установившиеся состояния для течения многофазной жидкости. Установившиеся состояния описывают поведение быстро меняющихся систем и местных переходных состояний в сква* Глава жине неправильно, но они могут служить основанием для приближения к условиям течения, когда изменения протекают очень медленно;

например, когда они связаны с изменением давления и содержания жидкости в пласте в целом, в результате нормальных процессов разработки и эксплуатации. Для систем с простой геометрией уравнения установившегося состояния можно формально интегрировать. Однако их детальные решения могут быть получены лишь путем громоздких численных или графических процедур. Они требуют знания термодинамических свойств жидкостей и зависимости «проницаемость — насыщение» в интересующем нас пласте. Первые материалы можно легко получить из анализа нефти и газа, взятых с забоя скважины или их моделированием на поверхности. Что же касается последних зависимостей, то сведения о них очень скудны. Были опубликованы данные для трехфазной системы лишь по ряду несцементированных песков. Следовательно, численные примеры систем установившегося движения, приведенные в этой главе, должны рассматриваться только как имеющие иллюстративное значение. Но качественные характеристики полученных результатов должны применяться также и к плотным продуктивным пластам в виду тождественности кривых «проницаемость — насыщение» для двухфазного течения и для всех типов до сих пор изученных пористых сред. Основным выводом из интегрирования уравнений установившегося состояния является описание газонефтяного и водонефтяного факторов для исследуемых фаз [уравнения 5.1(3) и 5.1(4)] функциями соотношения давлений и проницаемости. Эти факторы могут быть использованы непосредственно как постоянные параметры строго установившихся систем;

они должны также применяться местно, при переходных условиях, когда несколько фаз движутся одновременно. Они прямо пропорциональны соответствующим соотношениям проницаемости, которые в свою очередь определяются насыщениями жидкостей. Без численного интегрирования формальные интегралы уравнений движения для установившегося течения [уравнения 5.1(6) и 5.2(2)] показывают, что текущие дебиты не строго пропорциональны перепаду давления, но уменьшаются с увеличением перепада давления. Распределение давления в линейных системах меняется нелинейно с расстоянием по направлению течения [уравнение 5.1 (5)]. В радиальных системах давление меняется не строго линейно с логарифмом радиального расстояния [5.2(1)]. Текущие дебиты при установившемся течении в системах многофазной жидкости в общем ниже, чем при течении однофазной жидкости в той же пористой среде. Они уменьшаются с ростом газового фактора (фиг. 84) или водонефтяного фактора. Для неизменных факторов R и /?й и перепада давления текущие двбиты уменьшаются с падением пластового давления. Насыщение нефтью в системах, дающих газ и нефть, но с неподвижной водной фазой, непрерывно уменьшается с приближе Системы с установившимся течением неоднородных жидкостей нием к поверхности стока (фиг. 85). Однако большая часть спада в насыщении концентрируется в непосредственной близости от поверхности стока. То же самое относится и к проницаемости для нефтяной фазы. Но если в системе отсутствует свободный газ, то установившееся течение нефти и воды имеет характер однофазной жидкости, за исключением того, что текущие дебиты определяются эффективными проницаемостями для соответствующих фаз [уравнение 5.3(3)]. Распределение жидкостей носит однородный характер и определяется водонефтяным фактором. Если бы все три жидкости текли одновременно, определение поведения каждой фазы было бы значительно сложнее, хотя метод вычисления в основном аналогичен течению смеси газ — жидкость. Значения газового и водонефтяного фактора быстро увеличиваются с уменьшением насыщения нефтью, если в пласте имеется достаточно высокое содержание воды, чтобы придать последней подвижность. При приближении к забою скважины насыщение среды свободным газом в общем увеличивается. Возросшее насыщение газом вызвано в основном падением насыщения нефтью, а частично снижением водонасыщенности. В практической оценке эксплуатационных характеристик отдельных нефтяных скважин рассматривается обычно текущий дебит на единицу падения давления (коэффициент продуктивности). Теоретически его можно выразить членами, определяющими свойства жидкостей (вязкость нефти и коэффициент пластового объема жидкости), радиусы скважины и внешнего контура, мощность горизонта и проницаемость для нефти [уравнение 5.5(2)]. Однако такая формулировка применима непосредственно только к установившемуся течению, для которого приток в действительных скважинах может быть в лучшем случае приближением. Вследствие неоднородного характера течения проницаемость для нефтяной фазы чувствительна к величине газового фактора и испытывает влияние перепада давления, а также абсолютной величины его. В дополнение к этому вязкость и коэффициент пластового объема жидкости также проявляют колебания с изменением давления. Поэтому коэффициент продуктивности не может служить абсолютной постоянной продуктивной системы, и его численное значение должно зависеть от условий измерения. Один способ сделать определение его более точным состоит в том, чтобы выразить коэффициент продуктивности как предельное значение текущего дебита на единицу падения давления, когда последнее становится равным нулю [уравнение 5.5(3)]. На основе такого определения можно высчитать значение коэффициента продуктивности для различных условий течения, если известны свойства жидкостей и породы. Примерные вычисления показывают, что благодаря многофазному характеру течения его можно получить из эквивалентного значения при течении однофазной жидкости делением на число порядка 5.

Глава Определение коэффициента продуктивности представляет широко распространенную промысловую практику, но действительные промысловые измерения часто поддаются с трудом подробному объяснению. При идеальных условиях течения ненасыщенной нефти и в основном постоянных газовых факторах коэффициент продуктивности по существу не зависит от текущего дебита или перепада давления. Однако он проявляет часто тенденцию к росту или снижению с увеличением текущего дебита. В некоторых месторождениях было обнаружено хорошее согласие в пределах от 2 до 5 раз абсолютных величин коэффициента продуктивности с величинами его, которые можно ожидать из данных о проницаемости продуктивного пласта, определенной путем анализа кернов. Однако большая часть промысловых данных из Калифорнии показала значения коэффициента продуктивности намного ниже определенных по проницаемости для воздуха (фиг. 91). Расхождения (в среднем в 31 раз) слишком велики, чтобы их можно было объяснить многофазным характером течения. Причина, видимо, заключается в большом снижении проницаемости физической и эффективной, вызванном реакцией между связанной водой и цементирующим глинистым материалом, столь обычным в продуктивных песчаниках Калифорнии. Если количественное значение абсолютной величины коэффициента продуктивности и может быть в отдельных случаях сомнительным для практических целей, все же эти данные имеют широкое применение. Их относительные значения для скважин на одном и том же промысле дают хороший критерий по сравнению проницаемостей и мощностей продуктивных горизонтов и площадей, дренируемых отдельными скважинами. Если помножить коэффициенты продуктивности на пластовые давления, они будут выражать исчисленные «потенциалы свободного дебита», которые использовались ранее при распределении допустимых эксплуатационных отборов. Сравнением коэффициента продуктивности до и после ремонта скважины или обработки ее кислотой можно лучше оценить эффективность проделанных операций. Снижение коэффициента продуктивности в процессе разработки отражает общее состояние истощения пласта. Такое снижение должно итти параллельно с ростом газового и водонефтяного факторов. Если оно оказывается более быстрым, чем можно ожидать из полученных соотношений, следует предположить образование пробки на забое скважины. Но если подъем факторов R и /?в не вызывает соответствующего падения коэффициента продуктивности, необходимо исследовать возможное поступление в скважину газа или воды извне. Разумеется, при всех обстоятельствах коэффициент продуктивности должен измеряться лишь после того, как скважина стабилизировалась для каждого текущего дебита и установилось некоторое приближение к установившемуся состоянию.

ГЛАВА ОБЩАЯ МЕХАНИКА ПЛАСТА 6.1. Виды пластовой энергии и механизм нефтеотдачи. Общий режим нефтеносных подземных резервуаров определяется в значительной степени характером энергии, необходимой для перемещения нефти к забою скважин, и способом ее использования в процессе нефтедобычи. Эти контролирующие факторы определяются в свою очередь множеством других переменных, например, структурными условиями пласта, характером нефти, растворимостью газа в нефти, пропускной способностью породы, подвижностью воды в прилегающих пластах, если они только имеются, скоростью отбора нефти, газа и воды. На практике не часто встречаются условия, когда можно описать нефтяной пласт на протяжении всего процесса его разработки при помощи какого-либо одного резко очерченного типа механизма нефтеотдачи. Вместе с тем установление подобных механизмов необходимо для классификации основных факторов, влияющих отдельно или в комбинации на режим изучаемого пласта. Основными типами энергии, участвующей в нефтеотдаче, являются: 1) сжимаемость нефти и воды внутри продуктивного слоя породы коллектора;

2) гравитационная энергия нефти в верхних слоях пласта по сравнению с энергией на его погружении;

3) упругость сжатого и растворенного газа в нефти (а также в воде) внутри продуктивного слоя или зонах свободного газа, лежащих поверх горизонта, насыщенного нефтью;

4) упругое сжатие воды в пластах, сообщающихся с нефтяным резервуаром. Освобождение этих видов энергии осуществляется в результате эксплуатации пробуренных скважин;

энергия расходуется на действие сил или давлений в направлении областей с более низкими содержаниями энергии или давления. Эти силы необходимы для преодоления сопротивления породы течению жидкостей, перемещающихся к эксплуатационным скважинам. Работа, проделываемая этими силами, объясняет потерю энергии внутри пласта между начальным и конечным состояниями (у забоя скважины) жидкостей, участвующих в процессе нефтеотдачи. Энергия сжатия нефти и воды внутри пласта проявляется в упругом расширении этих жидкостей, рассеянии давления, удержи Глава вающего жидкость в сжатом состоянии, и течения расширяющегося объема в скважины или выходы пласта с пониженным давлением. Гравитационная энергия действует массовой силой тяжести на различные фазы жидкости пропорционально их плотности, стремясь переместить их на более низкие уровни горизонта, а оттуда в работающие скважины. Различное действие сил тяжести на газовую и жидкие фазы вызывает относительную остаточную силу, направленную вверх, или «пловучесть» газовой фазы, а также стремление к разделению пластовых углеводородных жидкостей на две фазы. Энергия газа, растворенного в нефти, проявляется в том, что газ освобождается из раствора и расширяется на месте, или переходит в области с пониженным давлением, окружающие эксплуатационные скважины. Вследствие расширения объема газовой фазы этот процесс приводит непосредственно к выталкиванию равноценного объема нефти, которая течет сквозь породу к скважинам, сопровождая движущийся газ: Наконец, энергия сжатия воды в примыкающих пластах используется для перемещения нефти к скважине подобно упругой энергии самой нефти. Расширившийся объем жидкостей, самой воды или газа, выделившегося из воды в водяном резервуаре, переходит в нефтяной пласт и вытесняет оттуда соответствующий объем нефти. Кроме перечисленных видов энергии, регулирующих режим работы подземного резервуара, необходимо отметить для полноты еще два вида ее. Первый вид —это дифференциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды для различных жидких фаз. При благоприятных условиях она может вызвать течение и изменение распределения жидкостей между различными областями коллектора даже в условиях, когда другие виды энергии не принимают активного участия в этом процессе. Например, если малопроницаемая плотная часть породы с высоким нефтенасыщением переходит в область с крупнозернистой структурой, но с высокой водонасыщенностью, то у воды обычно наблюдается тенденция перетекать в менее проницаемую породу независимо от действия гравитационных сил и давления. В этом случае предполагается, что порода смачивается предпочтительно водой. В большинстве практических задач нефтедобычи преобладают силы тяжести и давления. Однако в особых условиях, например, при длительных периодах консервации скважин, а также во время установления первоначального распределения жидкостей в пласте до его разработки капиллярные силы и поверхностная энергия могут иметь известное значение (параграф 4.9). Наконец источником энергии, который в принципе может играть некоторую роль в нефтеотдаче, является упругое сжатие самой породы. После снижения пластового давления непосредственное изменение объема порового пространства или пористой среды, вызванное перераспределением зернистой структуры, в результате оседания или стабилизации залегающей поверх нефтяного пласта толщи пород накладывается на проявление других Общая механика пласта видов энергии. Однако не будем здесь рассматривать отдельно этого явления, так как нет доказательств в пользу его значимости в большей части естественных нефтеносных подземных резервуаров. Для пластов же с режимом вытеснения нефти водой влияние сжатия пород, если оно и наблюдается, можно формально объединить с эффектом, обусловленным сжимаемостью воды. Среди перечисленных выше четырех основных источников энергии первый источник определенно мало важен. Сжимаемость самой нефти недостаточно велика, чтобы объяснить ею большую часть общей нефтеотдачи, получаемой на промыслах. Так, сжимаемость сырых пластовых нефтей составляет обычно величину порядка 1,5 • 10~4 на 1 ат. Отсюда, если нефть даже недонасыщена газом при 70 ат, она расширится лишь на 1%, пока не достигнет точки насыщения. Сжимаемость воды (порядка 4,5 • 10~5 на 1 ат) обусловливает еще меньший процент расширения связанной воды в нефтяном горизонте, если он также не насыщен газом полностью. Упругое расширение нефти и воды может явиться главным источником притока жидкостей в скважины на раннем этапе разработки месторождений с активной контурной водой. Однако закрытые пласты не представляли бы, очевидно, промышленной ценности, если бы нефтеотдача была обусловлена в них простым расширением содержащихся в пластах жидких фаз. Если пластовая нефть первоначально не насыщена полностью газом, но содержит все же достаточное количество его* для работы по выталкиванию нефти, при заметном снижении пластового давления, то залежь подвергнется процессу расширения жидкой фазы при нефтеотдаче, который необходимо учесть при рассмотрении общего режима разработки месторождения. Этот период отбора нефти характеризуется быстрым спадом пластового давления, но при нем может произойти основное замещение отобранной пластовой жидкости, если пласт на своих контурах имеет массу подвижной воды. По сравнению с ролью газа, растворенного в большинстве пластовых нефтей, или упругостью сжатой воды в примыкающих водяных пластах энергия расширения жидких фаз внутри нефтенасыщенной породы имеет с точки' зрения нефтеотдачи второстепенное значение. Сила тяжести всегда присутствует в подземных резервуарах, насыщенных жидкостями. Под ее влиянием наблюдается стремление к разделению по удельным весам между газовой и жидкой фазами, а также между нефтяной и водной фазами. Это распределение по удельным весам особенно характерно для возникновения «газовых шапок» или зон с относительно высоким газонасыщением на структурных гребнях нефтенасыщенного горизонта. Под действием силы тяжести может иметь место длительный приток нефти к эксплуатационным скважинам даже после того, как все давление растворенного газа в пласте истощилось. Образование газовой шапки в процессе эксплуатации является Глава обычным в пластах, работающих на режиме «растворенного газа» при заметном структурном рельефе и при умеренных режимах отбора нефти. Однако сила тяжести является второстепенным фактором в непосредственном механизме нефтеотдачи до тех пор, пока перепады давления по всему горизонту превышают эквивалентный напор нефтяного столба высотой, равной мощности нефтяного слоя. Гравитационное дренирование имеет значение главным образом в условиях, где энергия, связанная с давлением жидкостей, сильно истощена, а продуктивный пласт имеет достаточную мощность и проницаемость, чтобы поддерживать текущие дебиты, обеспечивающие непрерывную насосную эксплуатацию. Действие силы тяжести, выражающееся в гравитационном разделении газа от нефти в пласте при расширении газовой шапки и в сопутствующем стекании нефти вниз по падению пласта, может иметь большое значение, так как определяет гораздо большую нефтеотдачу, чем при «режиме растворенного газа». Во всех известных месторождениях пластовые нефти содержат растворенный газ. Во многих пластах имеется больше газа, чем это может содержаться в растворенном состоянии в нефти даже при начальном пластовом давлении. Тогда избыток газа залегает поверх нефтенасыщенного горизонта, в газовой шапке или зоне свободного газа. В ряде нефтеносных пластов нефть просто насыщена газом без образования газовой шапки. И, наконец, имеется много пластов, которые насыщены газом не полностью и в различной степени. В некоторых случаях давление точки насыщения может равняться, например, 7 ат, даже если первоначальное пластовое давление превышает 70 ат. В таких условиях энергия растворенного газа не проявляется до тех пор, пока пластовое давление не упадет до точки насыщения. Количество энергии в фазе свободного газа, заключенного в нефтяном пласте, пропорционально его объему, приведенному к обычным условиям, и логарифму давления. Если нефть недонасыщена газом на несколько десятков атмосфер, все же в пласте имеется достаточно энергии для вытеснения нефти К Однако сильный рост усадки нефти, связанный с возросшим количеством выделяющегося газа из раствора, может привести к заниженным количествам добытой нефти, приведенной к поверхностным условиям, по сравнению с условиями, когда нефть содержит относительно меньшие объемы растворенного газа. Приведенный разбор показывает, что подземный резервуар с «газовым режимом» представляет пласт, в котором главный Для получения неисчезающего равновесного насыщения газом и соответствующего вытеснения нефти из пористой среды достаточна растворимость " газа, равная 0,2 Л* /Л*, при условии, что газ освобождается из раствора в основном при атмосферном давлении. Однако с практической точки зрения нефть, вытесненную таким образом, нельзя получить в прамышленно выгодных количествах.

3 Общая механика пласта источник энергии, требуемой для создания течения нефти по направлению к эксплуатационным скважинам, связан с газом, растворенным в нефти, или скопившимся в зоне свободного газа, которая может залегать поверх слоя, насыщенного нефтью. Если в начальной стадии разработки в пласте нет газовой шапки, то механизм нефтеотдачи носит название «режима растворенного газа». Если же пласт содержит газовую шапку значительной величины, а нефтеотдача регулируется так, что газовая шапка расширяется, но без непосредственного рассеяния газа из последней, то механизм нефтеотдачи часто носит название «режим расширения газовой шапки» (или «газонапорного»). Чтобы получить значительную разницу в режиме работы пласта и нефтеотдаче, необходимо, однако, чтобы расширение газовой шапки сопровождалось активным проявлением силы тяжести, соответствующей стеканию нефти вниз по падению пласта. Имеются промышленные нефтяные месторождения, которые изолированы от взаимодействия с водоносными слоями. Однако большая часть разрабатываемых месторождений ограничена водоносными пластами и представляет с ними единую гидрологическую систему. Наличие законтурных водяных зон обычно устанавливается бурением специальных скважин, которые оконтуривают площадь нефтеносности. Если нефтеносный пласт имеет крутое падение, то плоскость контакта нефти с массой воды имеет ограниченные размеры;

залежь имеет «контуры краевой воды» и соответствующий напор, который является основным фактором вытеснения нефти из пласта. Для пологопадаюших пластов плоскость контакта воды и нефти может залегать под значительной частью нефтяного горизонта. Тогда соответствующее количество эксплуатационных скважин может испытывать напор «подошвенной» воды при условии, что вода подвижна и затопляет нефтяной пласт с достаточной скоростью, чтобы заместить отбор нефти. В любых случаях водяной пласт содержит энергию упругого сжатия воды, которая освобождается при снижении давления в нефтеносном пласте, в результате отбора жидкости из него через эксплуатационные скважины. Вследствие меньшей сжимаемости воды расширение ее объема при снижении давления меньше, чем у нефти. Однако общая площадь водяной части пластов часто намного превышает площадь нефтяной залежи, которую они окаймляют так, что, несмотря на меньшую сжимаемость воды, общие объемы расширения ее могут превышать весь первоначальный объем пластовой нефти. Большая часть известных нефтяных месторождений имеет площади меньше 25 км2, водяные же системы площадью свыше 2500 км2 не являются редкостью. Кроме того, в некоторых водяных пластах падение давления может сопровождаться выделением газа аналогично явлениям, происходящим в нефтяной зоне, что может вызвать большую эффективную сжимаемость, чем сжимаемость нефти в точке насыщения.

Глава Расширение объема жидкости в водяном пласте в результате падения пластового давления сопровождается внедрением воды в прилежащую нефтяную залежь;

при этом система может пополниться поверхностными водами через обнаженные выходы пластов на дневную поверхность. Однако участие поверхностных вод в процессе вытеснения нефти очень мало по сравнению с расширением объема первоначального содержания воды в водяных пластах и им можно свободно пренебречь.

6.2. Общие характеристики режима нефтеносных пластов, «Режим» работы нефтяного пласта представляет сложный процесс изменения различных физических параметров, описывающих его настоящее и прошлое поведение. Основной переменной, определяющей состояние пласта, является время с начала его промышленной разработки или значение суммарной нефтеотдачи. Последнее обычно имеет более существенную ценность для месторождений с газовой энергией, хотя временный масштаб представляет часто более удобное основание для анализа. Для месторождений с гидравлической энергией переменная времени полностью входит в описание кратковременных переходных состояний и общего неустановившегося режима работы пласта. Однако для некоторых целей имеет смысл использовать суммарную нефтеотдачу, определяющую состояние истощения пласта, даже в месторождениях с гидравлической энергией. Характеристики пласта, изменения которых с суммарной нефтеотдачей или временем составляют описание его «режима», следующие: давление, величина газового фактора, отбор воды, движение водонефтяного контакта, образование или расширение газовых шапок. Длительное изменение текущих дебитов или эксплуатационной производительности пласта также представляет важную составляющую общего процесса нефтедобычи. Кроме давлений, газовых факторов и добычи воды по пласту в целом, на механизм нефтеотдачи проливает свет распределение этих данных по отдельным скважинам на всей площади нефтеносного пласта. Эти данные удобнее всего изображать в виде изогипс, нанесенных на карту месторождения (промысла) в разное время или через определенные интервалы суммарной нефтеотдачи, на протяжении всей разработки пласта. С физической точки зрения не требуется доказательств, что среднее пластовое давление должно убывать от своего первоначального значения, когда происходит отбор нефти или газа из пласта. Отобранные нефть и газ должны быть замещены соответствующими объемами жидкости, что может происходить следующим образом: 1) в результате расширения остаточной нефти или воды внутри нефтяного пласта, 2) образованием фазы свободного газа, 3) вследствие расширения существующей фазы свободного газа, 4) внедрением воды в нефтяную зону извне *.

Сжатие пласта также представляет одну из возможностей. Это явление тоже требует падения давления з пласте.

Общая механика пласта Любой из этих процессов, либо несколько в сочетании могут создать замещение отобранного объема нефти или газа. Но все они требуют снижения пластового давления от начальной величины. Важными свойствами падения пластового давления являются его величина, реакция на скорость нефтеотдачи и характер его изменения по отношению к суммарной нефтеотдаче. Реакция пластового давления на длительность нефтеотдачи или изменение скорости отбора дают, вообще говоря, лучшие указания на механизм нефтеотдачи. Следует подчеркнуть, что механизм нефтеотдачи или «режима» не является свойством, присущим пласту. Если пласт полностью изолирован сбросами или выклиниванием проницаемых зон от сообщения с водоносными пластами, то естественный процесс нефтеотдачи в нем может происходить лишь за счет энергии растворенного газа или расширяющейся газовой шапки. Если. продуктивный пласт представлен известняком, кавернозным или трещиноватым, насыщенным в контакте с нефтью активной водой, то естественные характеристики его режима аналогичны любым месторождениям с гидравлической энергией. Однако большинство нефтеносных песчаников и некавернозных известняков или доломитов сообщаются с прилегающими водоносными пластами, обладающими ограниченными способностями перетока воды в нефтяной горизонт. В какой степени вода при своем поступлении в нефтяной пласт замещает полностью отбираемый объем нефти и газа и задерживает падение пластового давления, — зависит от темпов отбора нефти и газа. Эти темпы и определяют собой механизм нефтеотдачи: вытеснение водой или истощение газа. Так как темпы отбора могут меняться, то меняется после соответствующих задержек и механизм нефтеотдачи. Следовательно, один и тот же пласт может отдавать нефть либо за счет расходования газа, либо за счет внедрения воды, либо за счет сочетания этих механизмов в различные периоды разработки месторождения и в зависимости от того, как разрабатывалось месторождение. Классификация механизмов нефтеотдачи по существу произвольна. Установлены только предельные типы механизмов нефтеотдачи — с истощением растворенного газа или с полным замещением нефти водой, которые резко отличаются по своим характеристикам. Промежуточные и широко встречающиеся механизмы с «частичным» вытеснением нефти водой, а также с расширением газовой шапки классифицируются различно, их определения точно еще не установлены. Различие режима работы пластов в процессе их разработки основывается на разнице действующих механизмов нефтеотдачи. Частичное вытеснение нефти водой связано с внедрением в пласт воды и приводит часто к суммарной нефтеотдаче, аналогичной нефтеотдаче при процессе полного замещения нефти водой.. Отсюда его можно рассматривать, как особый случай «водона Глава порного» режима. Расширение газовой шапки при полной своей эффективности связано с механизмом дренирования нефтяного пласта под влиянием силы тяжести, и этот процесс следует рассматривать, как третий основной режим работы эксплуатационной системы с точки зрения суммарной нефтеотдачи. Основным критерием классификации поведения пласта является механизм, определяющий непосредственно текущий режим работы пласта, а не конечная нефтеотдача. Общая цель разработки нефтяного месторождения — это получение максимальной нефтедобычи при минимальной стоимости нефти. Суммарная нефтеотдача представляет лишь интегральную равнодействующую всего процесса разработки залежи;

она не может быть установлена заранее независимо от режима работы пласта. Абсолютная величина суммарной нефтедобычи для каждого механизма нефтеотдачи может охватить интервал, перекрывающий 'максимум отдачи, получаемой при иных механизмах работы пластов. Данные по добыче, давлению, величине газового фактора, собранные за время существования разработки месторождения, скорее отражают текущие местные процессы перемещения нефти на продуктивной площади, чем такие факторы, как вторжение краевой воды или дренирование под силой тяжести, которые в конечном счете определяют абсолютную нефтеотдачу. В свете этих рассуждений системы с неполным проявлением гидравлической энергии обобщаются здесь с системами, работающими за счет расхода газовой энергии. Динамика поступления воды в них определяется характеристикой пласта — источника питания ЕОДОЙ, как и в случаях чисто «водонапорного» режима. Однако часть отбираемых в процессе эксплуатации жидкостей замещается выделяющимся газом. Поэтому непосредственный механизм вытеснения нефти на продуктивной площади управляется процессом выделения газа из раствора и его расширением. Общий режим работы пласта регулируется механизмом «истощения» газовой энергии, который видоизменяется вследствие наличия поступления воды. В связи с этим появляются новые характеристики, например, сокращение продуктивной площади, перераспределение насыщения продуктивного пласта, неустойчивость дебита. Тем не менее количественная характеристика режима работы пласта в целом будет точнее, если рассматривать в качестве основного механизма нефтеотдачи на площади — механизм расходования энергии растворенного в нефти газа. Это явление несколько напоминает работу пласта при расширении газовой шапки. Процесс дренирования под действием силы тяжести в идеальных условиях может привести к гораздо большей нефтеотдаче, чем это наблюдается обычно при режиме «растворенного газа». В крайнем случае, когда вследствие поддержания давления выделение газа в нефтяной зоне прекращается, и отбор нефти компенсируется непосредственно и полностью стоком нефти вниз по структуре, пласт, работающий при Общая механика пласта расширении газовой шапки, представляет отличный тип эксплуатационной системы, хотя она во многих отношениях напоминает механизм полного замещения нефти водой. В огромном большинстве естественных резервуаров такие условия не возникают. Дренирование нефти вниз по структуре лишь дополняет замещение отбора жидкости выделяющимся из раствора газом. Пластовые давления убывают, и продуктивная площадь, залегающая ниже газовой шапки, проявляет основные свойства, связанные с энергией растворенного газа. Сочетание дренирования под действием силы тяжести и связанного с ним расширения газовой шапки весьма заметно может видоизменить процесс истощения энергии растворенного газа в залежи. Эти видоизменения явились причиной особого рассмотрения подземных резервуаров такого типа. Механизм «истощения» растворенного газа составляет физическую основу истолкования и предсказания общего поведения пластов в течение всего периода разработки залежи. В дальнейшем подземные резервуары, работающие при расширении газовой шапки, будут рассматриваться как особый тип или обобщение основных систем с растворенным газом. Однако при рассмотрении коэффициентов нефтеотдачи и суммарной нефтеотдачи следует учитывать особые возможности механизма дренирования под действием силы тяжести, в связи с чем пласты, работающие при расширении газовой шапки, рассматриваются отдельно. 6.3. Энергия воды. Термин «полное замещение водой» употребляется в настоящей работе для обозначения механизма нефтеотдачи, при котором скорость притока воды в нефтяную залежь по существу равна скорости объемного отбора чистой нефти и газа. Эта формулировка не означает прекращения дальнейшего падения пластового давления, если установилось объемное равенство между скоростями отбора нефти и газа и внедрения воды. Наоборот, давление может падать на протяжении всего процесса разработки залежи, даже если объемная скорость поступления воды все время равна объемным отборам углеводородных жидкостей из пласта. Причина этого явления заключается в том, что для сохранения скорости притока, вызванного расширением воды в водоносной зоне, и равной скорости отбора пластовой жидкости из продуктивного пласта давление на водонефтяном контакте должно снизиться. При таком снижении давления жидкости внутри нефтяного- пласта также расширяются и обеспечивают замещение отбора. Однако на протяжении всего процесса 1 разработки расширение пластовой жидкости по сравнению с непосредственным поступлением воды в продуктивный пласт обычно настолько мало, что вся система В начале разработки расширение пластовых жидкостей в с нефтью, недонасыщенной газом, обычно компенсирует отбор.

пластах Глава может быть описана как работающая в условиях полного замещения нефти водой. Механизм вытеснения водой обычно ведет к медленному спаду пластового давления с ростом суммарной нефтеотдачи после первоначального быстрого падения, необходимого для установления градиентов давления, вызывающих поступление воды в продуктивную зону. Стабилизация давления при постоянстве текущих дебитов является определенным доказательством режима полного замещения нефти водой. Если среднее пластовое давление повышается с понижением темпа отбора нефти или временным закрытием месторождения, то можно установить скорость поступления воды в продуктивный пласт. Когда внедрение воды является основой механизма нефтеотдачи, давление пласта становится чувствительным к изменению Суммарная нефтедобыча от нонечной. когда темп отбора н е ф нертеотдачи, °/о ти из пласта непрерывФиг. 92. Кривые зависимости суммарной неф- но возрастает, мехатедобычи от давления для различных место- низм вытеснения водой рождений, которые, исключая песчаник Шюл- в конечном счете перелер-Джонс, работали на режиме полного вы- стает действовать. Патеснения нефти водой. давледеше пластовОго 1 — Шюлер (Рейнольдо);

2 — Магнолия;

3— Бёкнер;

4 — Тёрки-Крик;

б - Мидвей,: 6 - Шюлер Джонс;

7 - Рэмзи;

8 — Хоббс;

9— Восточный оТексас;

10 — Ист-Уотчхорн;

11— И стс НИЯ w го зо ц-о 50 во 70 80 90 юс темпа отбора нефти. Но ттъта К М Ч Ы П Я Р Т М Р У Я И И Ч М В Ы З Ы В а е Т МеХЭНИЗМ Н е ф т е О Т Д а Ч И, СВЯЗаННЫЙ с выделением газа из раствора. Типичные кривые падения давления для нескольких пластов, которые работали в условиях полного замещения нефти водой, приведены на фиг. 92. При эффективном напоре воды пластовое давление после начальных переходных состояний падает медленно, если вообще оно падает, а рост фазы свободного газа задерживается или тормозится. В результате газовый фактор остается в основном постоянным, пока продолжается добыча нефти. Когда нефть недокасыщена газом, что характерно для водонапорных систем, величина газового фактора остается постоянной до тех пор, пока давление фонтанирования на забое не упадет до точки насыще Общая механика пласта ния. Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтяного контакта, и избыточные дебиты вызывают образование газовых конусов. Быстрое появление воды в эксплуатационных скважинах не служит доказательством наличия механизма вытеснения водой, если только скважины не расположены очень близко к первоначальному водонефтяному контакту. Если вода поступает в продуктивный пласт со скоростью, сравнимой со скоростями отбора жидкостей из эксплуатационных скважин, необходимо ожидать появления ее притока в скважинах, ближайших к водонефтяному контакту, спустя некоторое время, необходимое для затопления промежуточной части нефтяного горизонта. Быстрое появление в добываемой нефти пластовой воды еще не означает, что процесс «вытеснения» управляет нефтеотдачей пласта в целом. Появление воды в скважинах может явиться результатом высоких местных скоростей отбора и конусообразования подошвенной пластовой воды. В системах, работающих в основном за счет энергии газа, поступление воды в продуктивный пласт может быть ограничено зонами с высокой проницаемостью, представляющими небольшую часть всего продуктивного слоя. При обычных типах краевого гидравлического напора распределение давления внутри пласта отражает существование и расположение внешнего источника энергии. Так, пластовые давления имеют самое высокое значение вблизи контура краевой воды и постепенно снижаются в областях, наиболее удаленных от водонефтяного контакта. Это может привести к непрерывному снижению давления в пласте от одной стороны месторождения до другой, если нефть заключена в стратиграфической залежи или между сбросами, а приток воды ограничен лишь одной стороной пласта. Если структура представлена антиклиналью, и нефть ограничена повсюду контактом воды, то изобары давления при однородном отборе жидкости с продуктивной площади грубо параллельны границе пласта, причем более низкие давления находятся в центральной части месторождения. Если в целом под залежью залегает вода, и вся добыча нефти получается в результате напора подошвенной пластовой воды, то давления в пласте должны стремиться к однородности, за исключением случаев фациальной изменчивости горизонта или колебания местных отборов жидкости, которые могут вызвать соответствующие изменения давления. Результатом медленного падения пластового давления на протяжении большей части процесса разработки месторождения, обычного для водонапорных пластов, является сохранение эксплуатационной производительности и дебитов отдельных скважин. Разумеется, наступающий или поднимающийся фронт Глава пластовой воды вызывает серьезные снижения производительности скважин и быстрое прекращение процесса фонтанирования. Но пока дебит скважин остается безводным, их производственные характеристики меняются очень медленно. 6.4. Энергия газа. В месторождениях с газовой энергией основной источник ее, вытесняющий нефть из пласта, заключается в газовой фазе*, а отобранная нефть замещается газом. Если насыщенный нефтью пласт первоначально находится в контакте с налегающей зоной свободного газа, которая расширяется по мере отбора нефти, то подобный механизм называется «газонапорным», или механизмом вытеснения нефти газом. Если же газовой шапки не существует, а фаза свободного газа образуется в результате падения пластового давления и выделения растворенного газа и остается внутри нефтяной зоны, то механизм нефтеотдачи получает название режима «растворенного газа», или «истощения внутренней газовой энергии». Последний режим может хотя бы частично перейти в первый, если только отделение газа и газовая шапка образуются в процессе добычи нефти. Однако в любом случае предполагается, что имеющиеся краевые воды не поступают в продуктивный пласт в такой степени, чтобы создать видимость замещения отбора газа и нефти водой. Пластовые давления в месторождениях с газовыми режимами по мере отбора жидкостей непрерывно снижаются. В результате падения давления наличный свободный газ может расширяться, а дополнительный растворенный газ выделяется из раствора, чтобы заместить объем отобранных нефти и газа. Снижение давления в пласте, свободном от поступления воды извне, представляет функцию общего отбора нефти и газа. Темп отбора нефти влияет на падение пластового давления лишь косвенно, в той мере, в какой он воздействует на величину газового фактора или на сепарацию газа в пласте и образование газовой шапки. Если месторождение с таким режимом консервируется, то среднее пластовое давление остается без изменения, хотя выравнивание давления внутри месторождения может указывать на видимый подъем его. Распределение давления внутри месторождения отражает в значительной степени местные суммарные отборы по сравнению с местным нефтесодержанием пласта. Давления вблизи границ залежи могут быть низкими, если у такой границы продуктивная зона выклинивается;

давления могут оставаться высокими, если неразрабатываемые целики пласта простираются за пределы эксплуатационной площади. Если месторождение имеет газовую шапку, то часть пласта, залегающая под ней, хаЭто определение охватывает широкий класс конденсатных месторождений, которые подчиняются существенно отличному физическому механизму и рассматриваются отдельно.

Общая механика пласта рактеризуется обычно равномерным давлением в результате относительно свободной сообщаемое™ между отдельными участками в газовой фазе. Теория показывает, что для месторождений, работающих за счет расхода газовой энергии, начальные величины газового фактора особенно чувствительны к характеристике «проницаемость —• насыщение» породы при высоких содержаниях жидкостей в последней. Если равновесное насыщение свободным газом отсутствует, то газовый фактор начинает возрастать от. своего начального значения к моменту начала разработки месторождения, равного количеству растворенного газа на единицу объема нефти. Если имеется конечное равновесное насыщение свободным газом, то величина' газового фактора падает сначала ниже этого начального значения. Падение газового фактора продолжается, пока не разовьется равновесное газонасыщение, после чего наступает быстрый рост его значения. Этот рост продолжается в течение некоторого времени с усиливающимся темпом, независимо от начального поведения, достигает, наконец, максимума, после чего снижается до состояния конечного истощения пласта. В большинстве случаев газовый фактор растет с начала разработки * без первоначального спада, хотя скорость его роста в различных месторождениях неодинакова. Там, где производилась полная запись изменений газовых факторов на протяжении всего процесса разработки месторождения, также наблюдается теоретически предсказанное конечное падение его величины. За последнее время получило распространение обратное нагнетание газа в пласт, или поддержание давления в последнем посредством нагнетания газа. Эти процессы применяются на многих месторождениях с газовыми режимами, видоизменяя нормальный процесс истощения пласта и создавая длительный рост значения газового фактора до прекращения закачки газа. Существование начальных или образовавшихся в процессе разработки газовых шапок также часто вызывает повышенный рост газового фактора, когда скважины вверх по восстанию окружены расширяющейся газовой шапкой. Современная промысловая техника разработала ряд мероприятий по интенсификации нефтедобычи. Редко можно найти теперь месторождение, которое предоставлялось бы «естественному» или «нормальному» процессу истощения. Необходимо также отметить, что месторождения с режимом растворенного газа являются скорее исключением, чем правилом. В условиях контролируемых и ограниченных отборов нефти обычно происходит некоторое поступление воды в продуктивный пласт извне с переводом начальных фаз процесса истощения газа Необходимо отметить, что данные о величине газового фактора часто вызывают сомнение, особенно при изучении прошлой разработки месторождений до того, как был установлен систематический надзор над величиной газового фактора.

Глава в процесс частичного вытеснения нефти водой при условии, что пласт не представляет строго замкнутой и изолированной системы. 6.5. Основы материального баланса. Основное уравнение. Независимо от механизма нефтеотдачи все пласты должны, очевидно, по отношению к общему содержанию жидкостей в них подчиняться закону сохранения материи. Из приложения этого закона к разработке нефтяных месторождений был разработан 1 метод анализа материального баланса пласта. Построение основного уравнения материального баланса само по себе просто. Однако определение членов этого уравнения требует тщательного рассмотрения процесса выделения газа из раствора при нефтеотдаче. Вопрос применимости уравнения материального баланса при анализе режима работы пласта имеет столько серьезных ограничений, что разбор процесса выделения газа из раствора может показаться необоснованным. Тем не менее с чисто практической точки зрения желательно проанализировать соответствующие физические основы применения этого метода к реальным месторождениям, даже если необходимо будет прибегнуть к приближениям. Как было указано в параграфе 2.8, выделение газа из сложных углеводородных систем может быть мгновенным или однократным и «дифференциальным». В однократном процессе выделившийся газ сохраняет контакт с жидкой фазой, так что со снижением давления состав всей системы остается в целом постоянным. При дифференциальном выделении газовая фаза непрерывно удаляется из системы по мере ее образования с падением давления. В лабораторных условиях выделение газа может следовать любому из этих процессов, но механизм реальной нефтеотдачи включает в себя комплекс обоих этих типов выделения газа из раствора. Нефть, полученная в мерниках на дневной поверхности, является результатом целого ряда преобразований. Принято считать, что мгновенное выделение газа преобладает во время снижения давления в фонтанирующей струе. Добытая нефть подвергается процессу полного мгновенного освобождения от газа, если ее направить прямо в мерники при атмосферном давлении. Если же нефть проходит через один или несколько сепараторов, прежде чем поступить в мерники, то мгновенное выделение газа в фонтанирующей по трубам струе сопровождается приближенно дифференциальным процессом до того, как она станет товарной нефтью. Когда в пласте возникает заметное падение давления, появляется дополнительное осложнение. Пластовые нефть и газ, поступающие в фонтанные трубы при забойном давлении, не похожи на полученные путем мгновенного газа.

Этот метод был впервые применен к нефтяным пластам с энергией Общая механика пласта выделения из раствора при первоначальном давлении, за исключением того случая, когда пласт имеет равновесное газонасыщение. Если равновесное газонасыщение не исчезает, то во время газонакопления пластовая нефть испытывает приближенное, хотя и не точное, но мгновенное выделение газа. Нефть, поступающая в фонтанные трубы, является в этом случае просто жидкой фазой возникающей смеси газ — жидкость. Если же равновесное газовое насыщение отсутствует, то пластовая нефть проходит приближенно, но не точно, через дифференциальный процесс выделения газа. В этом случае, или когда уже достигнуто равновесное газонасыщение, мгновенному выделению газа в фонтанных трубах предшествует приближенно дифференциальное выделение его во время прохождения нефти по пласту к забою скважины. Так как отдельные стороны этого предварительного процесса отделения газа сложны и неясны, необходимо допустить с практической точки зрения, что нефть, остающаяся в пласте при любом давлении, подвергалась процессу простого дифференциального выделения газа при пластовой температуре. На основании этого допущения обычный анализ дифференциального выделения газа на образце нефти, взятом с забоя скважины, должен удовлетворительно описать поведение остаточной нефти в пласте. Помимо внутренних сложностей, связанных с изменением различных фаз выделения газа, возникло осложнение, налагаемое основным физическим толкованием, а именно, что так называемая товарная или дегазированная нефть и «естественный газ» не являются неизменными углеводородными системами и потому эти термины не точны. Состав дегазированной нефти и природного газа меняется на протяжении всей разработки пласта, особенно в отношении естественного содержания бензина. Этого следует ожидать в связи с изменениями в процессе выделения газа из раствора, через которые последовательно проходит вся добываемая нефть по мере истощения пластового давления. Если бы дебит скважин определялся углеводородным составом или продуктами переработки, как это обычно делается при оценке конденсатных пластов, то некоторых трудностей в определении выделения газа можно было бы избежать. Но пока дегазированная нефть определяется как жидкий продукт, оседающий в резервуарах, а природный газ как сумма газовой фазы из сепараторов и паров из резервуаров, — должен быть признан их меняющийся состав К Этот по существу неконтролируемый состав нефти и газа подвергается изменениям, возникающим от Эти изменения состава имеют небольшое значение для сырых нефтей большого удельного веса. Если удельный вес нефти уменьшается, то обстановка аналогична конденсатным жидким системам, для которых термины «товарная нефть» и «газ» должны определяться на основе углеводородного состава для количественных пластовых и технико-экономических анализов.

Глава естественных колебаний температур и давлений в сепараторах и резервуарах. Выделение газа в самом пласте можно приближенно рассматривать как процесс дифференциального освобождения его из раствора при пластовой температуре. Дифференциальный анализ рекомбинированных образцов нефти и газа, взятых с забоя или из поверхностных емкостей, приближается к этому типу процесса. Если конечные приращения падения давления, используемые в анализе, не слишком велики, то в результате получается определенное * конечное состояние «остаточной» нефти и образование суммарного количества выделившегося газа. Остаточная нефть не является «товарной» нефтью (в резервуаре или мернике). Однако она дает удобную основу для измерения объемов нефти при построении уравнения материального баланса. В лабораторных условиях на образцах пластовых жидкостей можно определить свойства (коэффициент сжимаемости) и общие объемы выделившегося газа. Однако между газом, находившимся первоначально в пласте и оставшимся в нем после выделения из раствора, а также газом, отобранным из скважины, разницы провести нельзя, так как определения их произведены на основании анализов состава, который меняется в течение всего периода разработки месторождения. Начальную фазу свободного газа можно было бы определить простым отождествлением ее с газом, впервые выделившимся при дифференциальной сепарации. Однако газ, отбираемый при эксплуатации, не эквивалентен газу, полученному в процессе дифференциальной сепарации. Отсюда эта часть проблемы полностью еще не решена. Переходя к построению уравнения материального баланса, необходимо ознакомиться со следующими обозначениями: LyL — относительное первоначальное пластовое содержание остаточной и «товарной» нефти;

первое относится к нефтипосле дифференциального выделения газа из образца пластовой жидкости от первоначального давления и при температуре пласта;

последнее—к нефти после мгновенного выделения газа из эквивалентного образца в условиях мерника на дневной поверхности;

VH — первоначальный пластовый объем фазы свободного газа;

S,S — растворимость газа на основе дифференциального выделения на единицу объема остаточной нефти и на единицу объема товарной нефти соответственно;

у — содержание газа на единицу объема фазы свободного 2 газа в пласте в атмосферных условиях ;

Может возникнуть сомнение в отношении влияния времени, в течение которого образец сохраняется при пластовой температуре, после приведения давления к атмосферному и охлаждения образца до стандартной температуры или температуры мерника. 2 Величина, обратная объемному коэффициенту для газа.

Общая механика пласта I — значение у для пластового пространства, занятого нагнетаемым извне газом;

G — объем нагнетаемого газа извне, приведенный к стандартным условиям;

— объем добытого газа в стандартных условиях;

— объемный коэффициент пластовой нефти после падения давления в условиях дифференциального выделения газа в единицах остаточной и товарной нефти соответственно;

/?/ —объемный коэффициент пластовой нефти при однократном выделении газа до условий в мернике или резервуаре;

W — чистый объем поступившей в пласт воды извне;

Q —добыча резервуарной (товарной) нефти;

нижний показатель / относится к первоначальным значениям. Формулировку 2положения о сохранении пластового газа х, содержания нефти и усадки пластовой жидкости можно записать так:

Левая часть уравнения (1) представляет собой первоначальное содержание газа в пласте, причем не делается никакого различия между свойствами газа, который освобождается из раствора (Si), и газа, первоначально находившегося в свободной фазе (yi)- Первый член в правой части уравнения выражает газ, растворенный в не отобранной из пласта нефти, а второй член относится к фазе свободного газа. Роль нагнетаемого в пласт газа, если он там остается, по существу сводится к объемному замещению нефти;

он опреде^ Изменение свойств и эффективной растворимости отбираемого газа в процессе эксплуатации с изменением относительного участия дифференциального и мгновенного процессов в выделении газа из раствора обеспечивает строгую применимость условий сохранения материи по отношению к газовой фазе, выраженных уравнением (1). Это уравнение является по существу приближением при условиях, что Q r установлен при помощи фактора2 осреднения, аналогично нефтеотдаче Q. Содержание нефти относится лишь к остаточной нефти из первоначальной жидкой фазы. Не учитывается возможность присутствия конденсируемых углеводородных компонентов из газовой фазы. Нефть из участков пласта, затопленных водой, не различается от нефти из незатопленной части пласта. Могут быть выведены поправочные коэффициенты для учета влияния отделения окклюдированных нефти и газа в затопленной части пласта, а также для растворимости газа в водной фазе подземного резервуара. Однако в свете других приближений, включенных в вывод уравнения материального баланса, все эти тонкости вряд ли обоснованы.

Глава ляется коэффициентом плотности у;

, который можно определить по составу газа и коэффициенту отклонения. Член (Р//Р)Ср обозначает среднее от fy/'p согласно определению ср На его основе построен пересчет добытой резервуарной (товарной) нефти в эквивалентную остаточную нефть. Этот расчет получен из данных коэффициента пластового х объема жидкости при дифференциальном и мгновенном выделении газа из раствора. Предполагается, что мгновенное выделение газа из нефти повторяет естественный комплексный процесс сепарации газа в промысловых сепараторах. Уравнение (1) дает Z = — LLsi _ S S „ ^ f U=-= } ).

(3) Это - общее уравнение материального баланса, дающее ве— личину первоначальной остаточной нефти. Все данные p—v — T относятся к дифференциальному выделению газа, за исключением коэффициента у. и (/?///? ) ср. Для пересчета в эквивалентную «товарную» нефть L типа добываемой первоначально отметим, что. (4) Уравнение (3) можно переписать:

Р ср где 5, ру Sh рг относятся к единице объема товарной нефти, добытой первоначально, хотя основные данные все же относятся к процессу дифференциального выделения газа.

Данные дифференциального выделения газа- относятся к температуре подземного резервуара;

мгновенное выделение газа согласно уравнению (2) должно предваряться дифференциальным выделением при температуре пласта до соответствующего давления;

затем следует мгновенное выделение газа до атмосферного условия (в мернике).

Общая механика пласта Если допустить, что коэффициент при Q (ур — S) равен единице, и ввести величину суммарного газового фактора /?, измеренного обычным способом, то получится _JL G-(yi~y)Vri-yW s Нет основания считать, что системы природного газа и сырой нефти строго удовлетворяют допущению о равенстве единице коэффициента для Q в уравнении (5). Ввиду того, что в уравнении (5) имеются и другие приближения, а функции $ и Д/ определяются экспериментально параллельным путем, для практических целей достаточно иметь упрощенный вид уравнения (6). Если нагнетаемый газ должен смешиваться с газом, выделяющимся из раствора или первоначальной фазы свободного газа, то различить у/ от у невозможно. В этом случае нагнетаемый газ может быть вычтен из отбираемого при эксплуатации, и уравнение (6) следует переписать в таком виде:

_ где ^-—суммарный газовый фактор (нетто). Уравнения (6) и (7) представляют собой основные «уравнения материального баланса», применимые к анализу разработки нефтяных месторождений. Они охватывают несколько рядов отдельных величин. Первый ряд величин состоит из членов у, Р и S, которые можно определить лабораторным путем на образцах пластовых жидкостей;

у можно получить также вычислением, воспользовавшись уравнением где р ~ пластовое давление в произвольный момент;

Тг — пластовая температура;

Та, ра — окружающие или принятые поверхностные температура и давление, a Z — коэффициент отклонения;

последний можно вычислить из состава газа или плотности, если они известны, а также из поправочных диаграмм. Суммарная нефтеотдача Q, суммарный газовый фактор /?и пластовые давления, с ними связанные, представляют основные рабочие данные, определяющие запись режима нефтеотдачи. В дополнение необходимо знать общий отбор воды, который входит неявно в член W, показывающий поступление воды в пласт для тех же интервалов времени, для которых записаны Q, /? и пластовые давления. Первоначальное количество дегазированной нефти в пласте L, объем первоначальной газовой шапки VTi, если таковая Глава имеется, являются неизвестными пластовыми постоянными;

W представляет прогрессивно возрастающую, но неизвестную х функцию времени, если только где-нибудь в пласте нет естественного поступления воды. Если же в нефтяной пласт вода нагнетается преднамеренно, то расход этой закачки также выражается членом W, который становится тогда известной функцией. Необходимо отметить, что в дополнение к принятым допущениям уравнение (7) основано на представлении о пласте как непрерывном и однородном резервуаре, содержащем углеводороды, и где газ и нефть находятся в постоянном равновесии 2. Пластовые давления в уравнении (7) относятся к строго однородным давлениям в подземном резервуаре. Допускается, что отборы жидкостей, представленные через Q и /?, распределены равномерно по всему пласту. Приток воды W и закачку газа, включенную в R, необходимо рассматривать как факторы, влияющие на весь пласт в целом. Не учитывается использование скважин как источников для отбора или закачки жидкостей и градиентов естественного давления, связанных с притоком жидкости к скважинам. Не приняты во внимание региональные изменения давления DO пласту вследствие разницы в истощении последнего на отдельных участках или неоднородности распределения внешних источников энергии, например, краевых вод. С изменениями давления связана также неоднородность значений параметров жидкостей S, (3 и-у. Исходя из этих соображений, при решении уравнения (7) должны приниматься средние давления. Для простоты берут средние эквиваленты для S, р и у, соответствующие средним давлениям. Взятые данные не должны являться просто среднеарифметическими величинами отдельных измерений на скважинах. Средние давления должны быть интегрированными средневзвешенными величинами, исходя из площади дренажа коллектора, необходимой для скопления возможных к извлечению пластовых жидкостей. Полученные давления должны быть снивеллированы и связаны с величиной суммарной отдачи Иной вид уравнения (7), где переменная неизвестная функция есть наличное пластовое содержание свободного газа Vr, в стандартных условиях следующий: _ который приводится к виду К г = у [Vri + Lfifi — ft (L — Q)], если отсутствует поступление воды в пласт извне. 1 Основным допущением, на котором базируются все математические ©бработки пластовых данных, является местное термодинамическое равновесие между газовой и жидкой фазами. При использовании уравнения материального баланса делается дополнительное допущение о равновесии давления и однородности (или состояния истощения) между различными слоями коллектора с различной проницаемостью, которые дренируются одновременно системой эксплуатационных скважин.

Общая механика пласта нефти и газа. Использование таких давлений должно быть направлено к заполнению разрыва между идеальной системой, на которой базируется уравнение (7), и естественным нефтяным подземным резервуаром. Нужно признать, что на практике полное тождество никогда не достигается. 6.6. Применение уравнения материального баланса. Отсутствие притока воды. На раннем этапе развития и применения метода материального баланса для объяснения режима пласта особенно подчеркивалось его использование для определения основных пластовых неизвестных L, V r i и W. Если пренебречь на время последним и допустить, что притока воды в пласт не существует, то решение уравнения по существу сводится к следующему. Приняв значения функций давления S, р и у известными, вводим в приведенный вид уравнения 6.5 (7) наблюденные давления и дебиты. Тогда соответствующие значения L вычисляются для различных постоянных и возможных значений Vri', L n Vri являются по существу пластовыми постоянными. Отсюда Vrij приводящее к обоснованно постоянным значенияхМ L, и средняя величина последней константы являются, вероятно, правильными значениями этих членов. Если размер газовой шапки (V ri ) установлен независимо или если известно, что первоначальной газовой шапки в пласте не существовало (Vri—Q)y то среднее для значений L, вычисленных непосредственно при помощи уравнения (1), должно давать надлежащую оценку первоначального запаса нефти в пласте. Это возможно при условии, что отдельные значения L не покажут больших колебаний, которые могут выявить серьезные погрешности принятых основных данных или допущений относительно величины V r i и W. При известном отношении объема газовой шапки к начальному объему пластовой нефти L можно подсчитать из уравнения S Первый член в числителе уравнения (1), деленный на у, иногда называют площадью дренажа, созданной в результате отбора нефти и газа. Это пространство выражает объем, который был бы занят суммарным отбором, если бы он подчинялся пластовым условиям при текущем состоянии непрерывного процесса эксплуатации залежи.

Глава Если отклонения малы, то средняя величина подсчитанных L может считаться надежной. Если не имеется предварительных сведений о газовой шапке, то приведенный способ вычисления L для постоянных значений Vri ненадежен. Приближенное постоянство значений L получается для большого интервала принятых значений Vri с соответствующей заметной разницей в средних значениях L. Введем обозначение: (4) так что уравнение (1) может быть переписано:

Lj=LUj~XjVri. (5) что После обозначения средних значений черточкой следует^ Z=LH—lVri. (6) Полученное выражение показывает, что средняя вычисленная величина запаса нефти в пласте уменьшается линейно с объемом, взятым для газовой шапки. Чтобы оценить колебания в отдельных значениях L,- методом наименьших квадратов, отдельные отклонения можно выразить как A A A Г(7) Тогда среднеквадратичные отклонения выразятся через 2 J Vv *В\ (8) Оказывается, что среднеквадратичное отклонение является квадратичной функцией Vri с минимумом при Vri = BAHlB2 и при абсолютном минимуме — Ил2 = 4,«—^-.

Среднеквадратичное отклонение в процентах: 100 V L ЬяL..BA..-XAJ_ (9) (10) с минимумом при Общая механика пласта и минимальным значением в процентах 1001/.

(12) На фиг. 93 нанесены среднеквадратичные отклонения в процентах и средняя величина вычисленного запаса нефти в залежи Шюлер Джонс Сэнд как функция принятого значения Vri. Как видно, отклонения увеличиваются с увеличением V r i ;

абсолютное значение отклонения могло быть достигнуто при отрицательном значении Vri1, не имеющим физического смысла.

U ч Принятый размво газовой шопни,(16'10 м3) Фиг. 93. Изменение подсчитанных средних значений запаса нефти в пласте и проценты среднеквадратичного отклонения для принятых размеров газовой шапки в пласте юесчаника Шюлер-Джонс, без учета поступления краевой воды.

i — среднеквадратичное отклонение в *'%;

2 *-* среднее значение запаса нефти в пласте.

Известно, что в месторождении существовала первоначальная газовая шапка и что она занимала 3,7% объема нефтяной залежи [/л=0,037 в уравнении (2)]. Согласно уравнению (6) и фиг. 93 это значит, что L = 16,45 х 106 мд со средним квадратичным отклонением 2,65% и V r i = 0, 9 x l 0 6 мв. При этом Pi =1,45, а Я-2,429. Рассуждения показывают, что критерий неизменности значений запасов нефти в пласте, вычисленных согласно уравнению (1), сам по себе еще не имеет достаточно разрешающей силы для количественного определения истинной величины нефтесодержания пласта и связанных с ним пластовых параметров.

Абсолютная величина среднеквадратичного мум при положительном значении Уг i согласно отрицательному значению Vri для минимального наступает в результате линейного уменьшения L отклонения имеет миниуравнению (9). Сдвиг к отклонения в процентах с Vri [уравнение (6)].

Глава В приведенном примере изменение средней величины запаса нефти в пласте в 3,2 млн. м? означало бы изменение в среднеквадратичном отклонении от 2,3 до 3,0%. В свете принятых приближений и допущений в уравнении материального баланса отклонения даже в 3,0% можно рассматривать вполне прием-** лемыми. В некоторых случаях г были получены средние отклонения меньше 2%;

зато часто наблюдается, что при подборе самых лучших данных эти отклонения превышают 5%. Не входя в подробный анализ погрешностей, неизбежных в процессе применения уравнения материального баланса, можно отметить, что небольшие отклонения при определении среднего пластового давления могут дать заведомо неправильные изменения в значении вычисленного запаса нефти порядка нескольких процентов. Так, выражая L как с получаем частичную ошибку в оценке LHJ- в результате неточного определения Лр давления:

Так как da/dp и dbjdp положительны, то оба члена аддитивны. Хотя коэффициент Q/LHy увеличивается со снижением давления, абсолютное значение выражения в скобках обычно уменьшается. Ошибка в 0,6 am при определении пластового давления вызывает ошибку определения LH/ порядка 2%. Вследствие меняющегося распределения давления в процессе добычи нефти и естественных колебаний, связанных с процедурой осреднения, избегнуть ошибки в 0,6 am для пластового давления не представляется возможным. Кроме того, сами данные по добыче, особенно в отношении газа, часто весьма ненадежны. Поэтому всегда можно ожидать колебаний в значениях LHj порядка 2%, даже если основной механизм нефтеотдачи не вызывает сомнений. _ Определение абсолютного значения запаса нефти в пласте L на основе получения условий минимального отклонения значений Lj не дает полной уверенности. Однако на практике добиваются некоторого контроля над рассмотренными параметрами.

С другой стороны, в одном большом, тщательно исследованном, месторождении с режимом «растворенного газа» в Западном Тексасе среднеквадратичное отклонение от значения вычисленного запаса нефти в пласте за 9 периодов составило 12,4%. Шесть вычислений запаса нефти в пласте в месторождении Оклахома Сити показали среднеквадратичное отклонение 10,3%.

Общая механика пласта Наличие или отсутствие первоначальной газовой шапки устанавливается более или менее правильно бурением скважины, составлением разреза по данным электрокароттажа или анализу кернов. По геологическому и кароттажному разрезу часто определяют относительную мощность нефтяной зоны по сравнению с общей мощностью пласта. Это дает возможность вычислить величину т из уравнения (2) и при помощи уравнения (3) заменить количество неизвестных одним. Когда известно, что первоначальной газовой шапки не существовало, расчет значений L;

должен быть таким же достоверным, как основные данные, входящие в уравнение материального баланса, при условии, что приток воды не играет значительной роли в механизме нефтеотдачи. Если имеются данные о характеристике пластовых жидкостей и дебитах, то весьма ценно произвести вычисление материального баланса и сравнить его с любой независимой оценкой пластовых постоянных на основании геологического и кернового материала. Если геологический и керновый материал полон и твердо установлен, он должен служить лучшим критерием определения механизма нефтеотдачи, чем величина изменений запаса нефти, вычисленная согласно уравнению материального баланса. Если предположить, что общие пластовые параметры установлены, можно использовать уравнение материального баланса для предсказания будущего режима пласта;

в частности, зависимости давление — суммарная нефтеотдача. Производя такие вычисления, следует задаться будущим изменением газового фактора, так как результаты вычисления зависят от соответствующего допущения. Однако сравнительные вычисления с использованием иных изменений газовых факторов во времени показывают значение контроля над газовым фактором и обратного возвращения газа в пласт. 6.7. Применение уравнения материального баланса. Частичное вытеснение нефти водой. Если предполагается приток воды в продуктивный пласт, или известно ее поступление, необходимо применить более общий вид уравнения 6.5(7) для анализа материального баланса. Это вызывает немедленные осложнения в дополнение к уже известным для простых систем с газовой энергией. Дело в том, что член, выражающий приток воды, является по существу переменной величиной. За исключением случаев, когда рост поступления воды в пласт задерживается откачкой у водонефтяного контакта, W представляет непрерывно растущую функцию. Допущения на «среднее» постоянное значение для W не может быть. Фактически W продолжает увеличиваться, даже если месторождение почему-либо закрыто. Если W является неизвестной функцией, a L и Vri также неизвестны, то значение уравнения материального баланса для Глава определения этих пластовых параметров недействительно. Очевидно, L и Vri можно тогда выбирать из широкого интервала значений меньше их истинной величины, a W вместе с его коэффициентами можно вычислить инверсией уравнения 6.5(7) так, чтобы оно соответствовало наблюденным данным о давлении и нефтеотдаче. Используя обозначения из уравнения 6.6(4) и переписав уравнение 6.5(7) как ^ Я у 1, (I) получим, что если даже неизменность LHy —AVri указывает на отсутствие значительного поступления воды, то выбор L, заметно меньшего по сравнению со средним значением Ln— ~WTi, дает ряд непрерывно возрастающих значений W, пока пластовые давления продолжают уменьшаться с ростом отбора жидкостей1. Колебания значения W тогда отражают процесс внедрения воды в продуктивный пласт. Удовлетворительное решение этой проблемы, когда неизвестно первоначальное нефтесодержание пласта, еще не разработано полностью. Однако приближенное решение этой трудности может исходить из наблюдений, что общее поступление воды Wt должно выражаться функцией изменения давления в процессе разработки месторождения, т. е. посредством уравнения (2) где коэффициент с выделен как постоянная, зависящая от установленных параметров водоносного пласта: его средней проницаемости, мощности, вязкости воды и сжимаемости. Например, если допустить, что поступление воды подчиняется установившемуся состоянию, Wt должно иметь вид: — p)dt, (3) о i где pi — начальное пластовое давление, а р — давление во время t. Если рассматривать водоносный пласт как систему сжимаемой однофазной жидкости, f(p,t) имеют более сложный вид.

Когда общая нефтеотдача приближается к подлинной суммарной нефтедобыче или давления приближаются к.атмосферному, любые грубые ошибки в допущенных значениях нефтесодержания пласта автоматически проявляются в нарушении соответствия между более поздними данными и уравнением материального баланса, а также иными характеристиками пластового режима.

Общая механика пласта В некоторых приложениях уравнение (3) имеет вид Wt = c\^dt. (4) Было предложено дальнейшее упрощение уравнения (3)$ а именно: Wt = c(Pi — p)L (5) Эти выражения показывают, что каждое из них приводит неизвестный элемент в ^ к постоянной с. Коэффициент с в свою очередь необходимо подбирать так, как подбирался V r i, т. е. чтобы значение L, вычисленное в различное время для разных дебитов и давлений, было более или менее постоянным. Так, отделив Wt от W * и добычи воды Wp, можно переписать уравнение 6.5 (7):

_ Q (R-s +УР)-УГ J (yi-y)+yWP'-?wl При допущении, что Wt выражено уравнением (2) или любым иным видом, например, уравнениями (3), (4) или (5), уравнение (6) содержит теперь три неизвестных постоянных, при условии, что нет других данных о пласте. Уравнение (6) можно рассматривать как линейное уравнение с тремя неизвестными, заполнить значения коэффициентов из данных по дебитам и давлениям и определить по способу наименьших квадратов значения постоянных L, VTi и с. Если выразить уравнение (6) формально как yW j = LH j + У/ (Р> О a Ay, LHj взять при помощи уравнения 6.6(4), то наиболее подходящими значениями для L, Vri и с являются решения трех линейных уравнений с симметричной матрицей, а именно: (8) * Воду, преднамеренно возвращенную в нефтяной пласт, можно рассматривать включенной в Wf или ее можно вычесть из Wn.

, ruin w m\jjs\ii\ • UUII^LIV no rr «|< Глава где черточки над обозначениями выражают среднее значение. Самым важным в проделанном анализе было определение значения L. Метод, применявшийся до сих пор, заключался в допущении значений VTi и с и сведении к минимуму колебаний в L, т. е. в выражении отдельных значений L как Lj=LHJ-bjVri — cA +Dh (9) где Dj второй член в С/, данном уравнением (7), и при лагая метод наименьших квадратов, подобно описанному в параграфе 6.6. Для практических целей эта методика должна дать по существу те же результаты, что и уравнение (8) х. В данном случае условие постоянства отдельных значений L имеет малое значение по отношению к принятым величинам V r i и с, т. е. относительно большие изменения Vri и с вызывают небольшие изменения в колебаниях значения L. Необходимо отметить, что можно получить меньшее отклонение нефтесодержания в пласте соответствующим выбором коэффициента притока воды с при V r i = 0 по сравнению с подбором V r i Для с=0. Кроме того, использование обеих постоянных с и VTi делает возможным еще большее снижение минимального среднеквадратичного отклонения. Однако такое улучшение неизменности значений Lj настолько мало, что вряд ли может явиться основанием для выбора среди соответствующих значений к. Точная формула или функция / (/?, t), применяемая для вычисления переменной части члена, выражающего приток воды, мало влияет на неизменность вычисленных значений Lj. Необходимо сделать вывод, что вычисления материального баланса для месторождений с частичным замещением нефти водой страдают от тех же ограничений, что и в случае пластов с газовой энергией. Однако абсолютную величину отклонений в значениях Lj нельзя использовать как точный критерий для определения пластовых постоянных. Но систематические попытки вычисления значений Lj представляют известное значение. Так, заменив бесконечно малые приращения изменений Другой вариант метода материального баланса для установления характеристики пласта снижением разброса между подсчитанными и ожидаемыми результатами заключается в том, что содержание пластовой нефти н эффективная проницаемость водоносного пласта с гидравлическим напором рассматриваются как регулируемые постоянные;

последние выбираются так, чтобы ожидаемый процесс изменения давления минимально отклонялся от наблюдаемого.

Общая механика пласта в членах уравнения (9) дифференциалами или скоростями изменения во времени, например, dL, ~ "" "" dt можно легко перечислить типы изменения принятых значений Vr i и с, которые вносят поправку в возможные тенденции Lj и LH j + Dj. Высказанные соображения показывают, что существуют довольно широкие пределы регулирования значений с и Vri для стабилизации значения Lj, хотя относительно медленное снижение Я с падением давления обычно значит, что / небольшое изменение с соответствует довольно большому отклонению значения Vri в обратном направлении. Если значения Lnj-\-Dj неизменны, то простейшей процедурой является сохранение нулевого значения Vri я с. Однако и в этом случае неизменность Lj может поддерживаться и даже несколько улучшаться путем изменения Vri и с в довольно широком интервале. Пока с и VTj не получат отрицательного значения, метод материального баланса не налагает никаких ограничений на их величину, за исключением постоянных значений для Lj. Различие между положительной «тенденцией» Lj и его ошибочными колебаниями подвергается часто сомнению. Все эти соображения приводят к выводу, что метод материального баланса должен рассматриваться скорее как дополнительное средство для истолкования пластового режима, чем как единственное основание для анализа поведения пластов. В месторождениях с частичным проявлением гидравлической энергии он должен применяться лишь в сочетании с другими данными о пластах. Наибольшая польза от его применения заключается в расчете поступления в продуктивный пласт воды, если начальное содержание пластовой жидкости было определено независимо, исходя из данных геологического разреза, бурового журнала и кернового материала. Уравнение материального баланса вида (1) отвечает этим целям. Пользуясь им, можно вычислить при помощи уравнения (2), значения коэффициента внедрения воды с, для чего необходимо найти соответствующий вид функции для /(/?, /). Если установлены значения постоянных с, L, V r i, то уравнение материального баланса в форме уравнения (6) или его эквивалентов может быть использовано для предсказания пластового давления. Для этого необходимо задаться будущим изменением газового фактора. При проведении таких расчетов можно принять во внимание обратное возвращение газа или * Если основные данные о пластовой жидкости и нефтеотдаче правильны и если возникают условия пластового равновесия, то тенденций к снижению в Lnj-\~Dj не должно быть. Однако такие тенденции все же наблюдаются в течение ограниченных периодов эксплуатации.

Глава закачку воды в пласт, а также оценить их влияние на поддержание пластового давления. Вычисления этого рода довольно трудоемки и включают графические или численные процедуры последовательного приближения. Уравнение (6) определяет условие возникновения полного гидравлического напора без дальнейшего снижения пластового давления. Если у, 5, /? относятся к стабилизированному давлению, то скорость отбора жидкостей должна быть в равновесии со скоростью поступления воды согласно соотношению йГ ~ Ж "ч" У г ^ н Vr У)' №) где Q H —текущий дебит нефти;

Qr — дебит газа—нетто (газ добытый минус газ возвращенный), a dWp/dt —дебит воды. Дебит поступающей воды dWp/dty разумеется, должен включать воду, нагнетаемую в продуктивный пласт. Уравнение (10) показывает скорость поступления воды, требуемую для стабилизации при любом неизменном давлении скорости отбора жидкостей, или скорость нагнетания воды, необходимую для восполнения недостаточно интенсивного естественного гидравлического напора. Если известны члены уравнения, определяющие поступление воды в продуктивный пласт, то скорость отбора жидкостей, обеспечивающая возможность стабилизации давления, можно подсчитать из уравнения (10). Эти соображения дают основание для истолкования последних двух членов в правой части уравнения (10) как скорость образования площади дренажа (депрессионной воронки). За исключением условия, налагаемого уравнением (10), метод материального баланса несостоятелен в полностью водонапорных системах, если его применять для истолкования особенностей режима пласта. В экстремальном случае, когда пластовые давления выше точки насыщения, и «площадь дренажа» возникает всецело в результате поступления в продуктивный пласт воды и расширения нефти, уравнение (6) еще формально сохраняет справедливость. Для этого случая оно приводится к виду В принципе уравнение (11) также дает возможность вычислить нефтесодержание пласта L из наблюдения за процессом изменения давления. Однако подобные определения зависят почти всецело от члена, определяющего поступление воды W, и коэффициент усадки пластовой жидкости /5. Серьезные погрешности при определении последних параметров обесценивают всякую точность в подсчете значений L. Если же L было установлено независимо, то уравнение (11) можно приме где р> ft.

Общая механика пласта нять для оценки объема поступившей воды в продуктивный пласт. В связи с многочисленными ограничениями применения уравнения материального баланса отмечается, что подробный и обширный разбор этой проблемы и сам метод могут быть очень полезны. Этот метод дает средство для исследования физических и термодинамических процессов, участвующих при выделений природных газов из пластовых нефтей;

он показывает важность учета и записей данных о режиме пласта, газовых факторах и пластовых давлениях, а также подчеркивает, что процессы изменения давления в (Нефтяных пластах на протяжении ограниченного времени или интервалов суммарной нефтеотдачи не чувствительны к величине нефтеотдачи и постоянным характеристикам пласта. Этот метод выявляет также необходимость определения общего объема и содержания жидкостей в пласте, исходя из геологических разрезав, бурового журнала и анализов керна. Уравнение материального баланса должно применяться с полным учетом его ограничений, но оно все же представляет ценный материал для анализа нефтедобычи. Применение его связано с простыми арифметическими и алгебраическими действиями, не требует специальной подготовки для анализа или исключительных (Способностей к производству расчетов. Если известны объемные постоянные пласта, то оно дает наиболее верное средство для определения количества поступившей воды в продуктивный пласт, исходя из данных о режиме нефтеотдачи. Отсюда оно может быть ценным пособием при установлении механизма нефтеотдачи. Но так как оно не включает динамических характеристик пластов, то одно уравнение материального баланса не в состоянии предсказать будущего поведения пласта. Если же параметры пласта установлены, исходя из предыдущего процесса разработки или независимо, можно легко вычислить соответствующий нормальный процесс истощения, или процесс поддержания давления закачкой газа или воды, задавшись только будущим газовым фактором и порядком его изменения. Наконец, можно отметить, что даже когда пользуются электроинтегратором для установления будущего режима пласта, то поступление воды, вычисленное инверсией уравнения материального баланса [уравнение (1)], дает основу для определения постоянных водоносного пласта. 6.8. Заключение. Механизм нефтеотдачи, контролирующий режим нефтяного пласта, зависит от вида энергии, необходимой для вытеснения нефти, и способа ее использования. Основными видами пластовой энергии, связанной с нефтяными пластами, являются: 1) сжимаемость жидкой фазы внутри нефтеносной породы;

2) энергия силы тяжести;

3) упругость сжатого и растворенного газа в пласте;

4) упругое сжатие прилегающих вод, подвижно сообщающихся с нефтяным пластом. Энергия сжатых нефти и воды внутри нефтяного горизонта имеет небольшое значение, за исключением начальных фаз неф Глава теотдачи из пластов, содержащих нефти, недонасыщенные газом, и до того, как начнется продвижение краевой воды, достаточное для эффективного поддержания пластового давления. Силы тяжести имеют значение для разделения жидких фаз в пласте по плотности;

тем самым они влияют на эффективность вытеснения нефти газом или водой. Для непосредственного поддержания величины текущих дебитов действие силы тяжести не играет большой роли до тех пор, пока пластовые давления не иссякнут по направлению к подошве нефтяного горизонта и забою скважины. Тогда в результате гравитационного дренирования нефть начинает фильтроваться в породе. Газосодержание нефтяных подземных резервуаров представляет основной потенциальный источник энергии, необходимой для вытеснения нефти. Когда в.продуктивном пласте нет существенного пополнения энергии в виде наступающих краевых вод, то для вытеснения нефти используется в основном энергия газа. Если это газ, растворенный в нефти, то нефтеотдача пласта осуществляется -при «режиме растворенного газа». Если поверх нефтяного горизонта залегает зона свободного газа, и нефтеотдача происходит так, что наблюдаются одновременно расширение газовой шапки и гравитационное дренирование нефти вниз по пласту, то механизм нефтеотдачи связан с режимом «расширения газовой шапки» (газонапорным) и «гравитационного дренирования». Если значительная часть или весь объемный отбор жидкости из пласта замещается поступлением воды в нефтяной горизонт, мы имеем дело с «водонапорным режимом». В зависимости от структуры пласта вторжение воды может происходить по преимуществу с крыльев как наступление «краевой воды», или же вода может залегать под большей частью нефтяного горизонта и затоплять его под напором как подошвенная пластовая вода. Чтобы обеспечить эффективную эксплуатацию и заранее установить будущее поведение нефтяного пласта, необходимо прежде всего определить вид энергии, регулирующей нефтеотдачу, что требует анализа и истолкования процесса нефтеотдачи на раннем этапе разработки. Для этого требуется учет и комплексная запись наблюдений за пластовым давлением, газонефтяным фактором, дебитом воды, движением водоыефтяного и газонефтяного контактов и изменением данных по дебиту в отдельных скважинах всего месторождения. В пластах с водонапорным режимом пластовое давление вначале может быстро падать, проявляя тенденцию к стабилизации, когда устанавливается перепад давления между водоносным пластом и нефтеносным, и создается скорость втор жения воды, достаточная для замещения отбираемой при эксплуатации пластовой жидкости. Количественная сторона этого по;

ведения зависит в основном от соотношения скоростей отбора пластовой жидкости и производительности водоносного пласта.

Общая механика пласта Давление, при котором может возникнуть заметная стабилизация или прекращение его снижения, зависит непосредственно от темпа отбора жидкости. Если месторождение консервируется, давление продолжает возрастать. Газонефтяной фактор в процессе нефтеотдачи под водонапорным режимом заметно не меняется. Эксплуатационные производительности остаются в основном постоянными, если водонапорный режим препятствует росту фазы свободного газа в нефтяной зоне. Пластовые давления выше вблизи фронта вторжения воды и спадают внутри месторождения. Пласто-вое давление в месторождениях с газовой энергией зависит в основном от суммарной нефтеотдачи. Оно не связано с величиной дебатов, -за исключением случая, когда дебит нефти может влиять на величину газового фактора. При этом режиме работы консервация месторождения не вызывает подъема пластового давления. Распределение давления внутри пласта отражает изменения в местных суммарных отборах по отношению к локальному содержанию нефти в горизонте. За исключением начального периода, когда величина газового фактора может упасть ниже количества газа в растворе, газовый фактор увеличивается с ростом суммарной нефтеотдачи до максимальных значений, в 5—10 раз больше по сравнению с тем, когда газ растворен полностью. С приближением пласта к состоянию конечного истощения величина газового фактора начинает снижаться. Эксплуатационная производительность скважин непрерывно падает вследствие роста вязкости нефти и снижения проницаемости для нефтяной фазы. Классификация 'механизмов нефтеотдачи по существу произвольна, исключая истощение энергии растворенного газа и полное замещение нефти водой. Если бы основным критерием нефтеотдачи была величина конечной нефтедобычи, то многие пласты с частичным замещением водой попали бы в один разряд с чисто водонапорными системами, в то время как другие были бы объединены вместе с пластами, работающими за счет газовой энергии. Отдельно следует рассматривать шгасты с расширением газовой шапки и гравитационным дренированием. Конечная нефтедобыча с промышленной точки зрения представляет исключительную важность, но она является менее существенным критерием для классификации механизма нефтеотдачи. Общий режим работы водонапорных пластов не зависит в основном от величины остаточной нефти, которая определяет фактически конечную нефтеотдачу. То же самое относится и к системам с частичным использованием гидравлической энергии, а также к системам, где нефтеотдача происходит вследствие гравитационного дренирования. Количественные значения факторов, определяющих конечную нефтеотдачу, не влияют на общие характеристики режима, которые контролируются в значительной степени механизмом использования газовой энергии. Пласты, работающие за счет энергии растворенного газа, имели Глава бы тот же процесс нефтеотдачи, если бы кривые соотношения проницаемости характеризовались суммарной нефтеотдачей, сравнимой с получаемой при гидравлическом напоре. Поэтому подземные резервуары с гравитационным дренированием и частичным использованиехМ гидравлической энергии рассматриваются как обобщения систем с режимом «растворенного газа»;

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 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.