книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Используя это равенство, можно записать уравнение материального баланса (3.16) в виде

представляет собой эффективную, взвешенную по насыщенности сжимаемость пластовой системы. Поскольку насыщенность обычно выражают в долях порового объема, деление на 1 - 8^с представляет ее как долю порового объема, занимаемого углеводородами.

Таким образом, сжимаемость, определенную по уравнению (3.19), нужно использовать применительно к поровому объему, занимаемо­ му углеводородами. Зависимость (3.18) служит иллюстрацией того, как можно свести описание материального баланса к обычному опре­ делению сжимаемости (уравнение 1.12), где ЫВо = (IV - отобранный объем, приведенный к пластовым условиям, и ЫВы = V - начальный поровый объем, занимаемый углеводородами.

Требуется определить нефтеотдачу при разработке месторожде­ ния с параметрами РУТ, указанными в табл. 2.4, при снижении дав­ ления до давления насыщения, если

УПРАЖНЕНИЕ 3.1. РЕШЕНИЕ

Из табл. 2.4 можно взять следующие данные:

Нефтеотдачу при давлении насыщения можно рассчитать, исполь­ зуя уравнение (3.18)

Поэтому нефтеотдача равна

1,2417 / 1,2511 х 3,30 х 10'6х (27600 - 23000) = 0,015,

то есть 1,5 % начальных запасов нефти в залежи. Если считать, что снижение давления на 4,6 МПа соответствует 17 % начального абсо­ лютного давления, то такая нефтеотдача исключительно низка. Это объясняется тем, что если залежь содержит только нефть и воду, эф­ фективная сжимаемость низкая. Однако, когда давление уменьшит­ ся ниже давления насыщения, положение станет совсем другим.

Ь) Давление ниже давления насыщения (насыщенная нефть)

Когда давление в залежи становится ниже давления насыщения, из насыщенной нефти выделяется свободный газ, и возрастает на­ сыщенность порового пространства свободным газом. Как указано в главе 1 (раздел 6), в первом приближении сжимаемость газа с§ * 1 / р. Поэтому наименьшая сжимаемость свободного газа будет иметь место

при давлении насыщения. Используя данные упражнения 3.1, получа­ ем сжимаемость равной 1 / рь = 1 / 23000 = 43,5 х 10'3 / МПа. Это зна­ чение на два порядка превышает сжимаемость воды и в 35 раз больше сжимаемости породы. С учетом данного обстоятельства, сжимаемости воды и породы часто не учитывают в уравнении материального балан­ са. Поведение залежи в данных условиях иллюстрируется следующим упражнением.

УПРАЖНЕНИЕ 1 2 . РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА (ДАВЛЕНИЕ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ)__ __

Залежь, рассмотренная в упражнении 3.1, работает до достижения давления, при котором заканчивается разработка (6,2 МПа).

Требуется:

1) Записать зависимость между конечной нефтеотдачей (при сниже­ нии давления до давления, при котором заканчивается разработка) и средним газовым фактором Кр.

Какой вывод можно сделать из характера этой зависимости?

2) Записать выражение для насыщенности порового пространства свободным газом при давлении, при котором заканчивается разра­ ботка.

Все данные РУТ можно взять из табл. 2.4.•*

УПРАЖНЕНИЕ 3.2. РЕШЕНИЕ

1)Для залежи, работающей на режиме растворенного газа, при дав­ лении ниже давления насыщения, принимается следующее:

•т = 0; в начальный момент газовой шапки нет;

•приток воды пренебрежимо мал;

но исключить, поскольку велика насыщенность пласта свобод­ ным газом.

При таких условиях уравнение материального баланса можно све­ сти к простому виду

и коэффициент извлечения при давлении, при котором заканчивает­ ся разработка (6,2 МПа), равен

Значения всех РУТ-параметров, Во, К и В§, в этом уравнении взя­ ты для давления, при котором заканчивается разработка. Используя данные из табл. 2.4, можно выразить коэффициент извлечения сле­ дующим образом:

= [(1,0940 - 1,2417) + (90,8 - 21,7) 0,01904] / [1,0940 + (К - 21,7) +

6,2 МПа

+ 0,01904] = 1,168 / (0,019 К+ 0,68) = 61,5 / (К + 35,8).

Отсюда следует, что существует обратная зависимость между не­ фтеотдачей и средним газовым фактором. Графически эта зависи­ мость изображена на рис. 3.3. Она позволяет сделать вывод, что для получения высокой нефтеотдачи при разработке на естественном режиме нужно оставить в пласте как можно больше газа. Это озна­ чает, что следует поддерживать средний газовый фактор на как мож­ но более низком уровне. Если оставить газ в залежи, то суммарная сжимаемость компонентов пластовой системы в простом уравнении материального баланса

аУ = сУАр

будет намного выше, чем при его отсутствии. Поэтому аУ, то есть от­ бор, будет больше при данном снижении давления.

Рр, ст.фут3/ст.барр

Рис. 3.3. Зависимость между конечной нефтеотдачей (% начального объема нефти в пласте при давлении, при котором заканчивается раз­ работка - 6,2 МПа (900 фунт / дюйм2)) и средним газовым фактором

Рр (упражнение 3.2)

2)Насыщенность пласта свободным газом можно определить двумя путями. Наиболее очевидный путь - рассмотреть общий баланс газа:

[газ, выделившийся в пласте] = [полное количество газа] - [газ, отобранный на поверхности] - [оставшийся газ, растворенный в нефти].

Используя основные параметры РУТ, можно записать это равен­ ство для любого пластового давления в виде

Выделившийся газ ( пл. м3) = (ЫК. - N - (Ы - Мр) К ) В^.

Представляя объем выделившегося свободного газа как насыщен­ ность, обычно выражаемую в долях объема порового пространства, получаем

где МВо. / (1 - 8^с) = НСРУ / (1 - 8^с) - объем порового пространства. Есть и другой, более простой и непосредственный метод, преду­

сматривающий использование равенства:

[газ, выделившийся в пласте] = [начальный полный объем нефти в залежи] - [текущий объем нефти в залежи],

то есть объем выделившегося газа равен ЫВо. - (Ы - N ) Во ( пл. м3). Поэтому

При давлении, при котором заканчивается разработка, получаем

Эта зависимость еще раз подтверждает, что если не отбирать газ из залежи, так чтобы газонасыщенность 8^ оставалась высокой, то от­ ношение накопленной добычи к начальному объему нефти Ыр / N бу­ дет велико, и наоборот. Естественно, что зависимости (3.21) и (3.22) дадут одинаковый результат, так как получены на основе уравнения материального баланса (3.20).

Хотя последнее упражнение приводит к совершенно очевидному выводу, не ясно, как практически удержать газ в залежи, работающей в условиях режима растворенного газа. Когда насыщенность свобод­ ным газом превысит критическое значение, то, как отмечалось в гла­ ве 2, раздел 2, начнется движение газа к скважинам и отбор его в не­ пропорционально больших количествах по отношению к нефти. При разработке на естественном режиме в большинстве случаев мало что можно сделать для предотвращения такой ситуации. При очень бла­ гоприятных условиях произойдет разделение нефти и газа, и газ бу­ дет двигаться вверх по восстанию пласта. Развитие этого процесса гравитационной сегрегации, обусловленного разностью плотностей

Рис* 3*4. Динамика давления, газового фактора и обводненности при

разработке залежи в условиях упругого режима, переходящего в режим

растворенного газа

фаз, в значительной степени определяется строением залежи и тем, насколько проницаемость способствует движению газа вверх по вос­ станию. Однако чаще бывает так, что движение газа к верхней части структуры затруднено из-за неоднородности пласта и действия ка­ пиллярных сил. В таких условиях уменьшение отбора или даже вре­ менное закрытие скважины для создания благоприятных условий для разделения нефти и газа не приведет к заметному уменьшению текущего газового фактора.

Рис. 3.4 иллюстрирует типичную динамику давления, газового фактора и обводненности при разработке залежи в условиях упруго­ го режима, переходящего в режим растворенного газа.

Как можно видеть, при давлениях ниже давления насыщения те­ кущий, или эксплуатационный, газовый фактор К намного превос­ ходит начальный пластовый газовый фактор К . То же относится и к Кр. Пока пластовое давление превышает давление насыщения, оно снижается довольно быстро, поскольку сжимаемость пластовой системы невелика. Однако после уменьшения пластового давления ниже давления насыщения темп снижения давления замедляется из-за выделения свободного газа. Коэффициент извлечения нефти из таких залежей очень низок и редко превышает 30 % начального объема нефти в залежи.

Рис. 3.5 иллюстрирует два пути повышения нефтеотдачи при раз­ работке месторождений. Первый из них - заводнение, которое обыч­ но направлено на поддержание пластового давления на уровне выше

жен равняться объему закачки. Полный отобранный объем, прихо­ дящийся на один стандартный кубический метр нефти, составляет

Во + ( К - К ) В8(пл. м3).

Используя данные РУТ из табл. 2.4, получаем для давления 18,6 МПа

1,2022 + (534 - 71,4) 0,00601 = 4 м3.

Таким образом, для добычи 1590 ст. м3 / сут нефти требуется на­ чальный расход закачки 6360 м3 / сут, из которых 70 %будет затрачено на вытеснение выделившегося газа. Если бы закачка началась тогда, когда пластовое давление равнялось давлению насыщения или было выше его, нужно было бы закачивать не более 1910 м3 / сут воды.

Механизм вытеснения нефти закачиваемой водой, а также методы расчета коэффициента извлечения рассмотрены в главе 10. Одним из преимуществ этого метода увеличения нефтеотдачи является то, что, если вытеснение происходит при давлении, равном давлению насыщения или немного ниже его, текущий газовый фактор постоя­ нен и равен приблизительно 1С.

Если отбирается достаточно большой объем газа, то целесообраз­ но заключить контракт на продажу, в котором покупатель устанав­ ливает постоянный расход газа. Однако, если динамика изменения газового фактора такая, как показано на рис. 3.4, работа по услови­ ям такого контракта вызывает вполне очевидные трудности. В та­ ких случаях сложно обеспечить использование всего газа. Часть его может быть продана по контракту, но остаток, величину которого трудно прогнозировать, создаст проблемы. В «старые времена» (до энергетического кризиса 1973 года) часть этого избыточного газа, который не удавалось использовать как топливо для местных нужд, просто сжигали. И даже в конце 1973 года примерно 11 % всей миро­ вой суточной добычи газа сгорало в факелах. Сейчас правила, регла­ ментирующие утилизацию газа, стали строже, и во многих случаях операторы обязаны закачивать газ обратно в пласт, как показано на рис. 3.5. После сепарации при высоком давлении отделившийся газ закачивают в верхнюю часть залежи, в результате чего образуется вторичная газовая шапка. Нефть отбирают из нижней части залежи, а обладающий высокой сжимаемостью газ расширяется и вытесняет