книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

движется через прогретую зону, в результате чего уменьшается ее вязкость и увеличивается продуктивность скважины. На рис. 4.7 по­ казано типичное изменение дебита скважины в результате пароци­ клической обработки по сравнению с дебитом до обработки.

Как можно видеть, сначала наблюдается резкое возрастание деби­ та, а затем его постепенное снижение, по мере остывания прогретой зоны, из-за постоянных потерь теплоты через кровлю и подошву пласта и выноса нагретой нефти на поверхность. После снижения дебита до уровня, наблюдавшегося до обработки, цикл повторяется.

Формулы для расчета дебита в начальном и последующих циклах пароциклической обработки будут приведены в главе 9 (раздел 6) и главе 6 (раздел 4). Они служат интересным примером универсаль­ ности уравнений радиальной фильтрации.

ё) Уменьшение объемного коэффициента (Во)

Как уже говорилось в главе 2 (раздел 4), можно уменьшить объ­ емный коэффициент Во соответствующим выбором сепаратора или системы сепараторов на поверхности.

е) Снижение отношения г / г

Поскольку отношение ге / входит в формулу под знаком лога­ рифма, оно не оказывает большого влияния на коэффициент про­ дуктивности. Изменение этого отношения для интенсификации при­ тока путем, например, проработки ствола скважины для увеличения

применяется редко.

{) Увеличение степени вскрытия пласта

При выводе уравнения (4.29) принималось, что скважина вскрыла пласт на всю его толщину и фильтрационный поток является плоско­ радиальным. Если же скважина вскрывает пласт не на всю толщину, то в окрестности скважины плоскорадиальный поток искажается, что создает дополнительную депрессию. Обычно это учитывается путем введения в уравнение (4.29) дополнительного скин-фактора. Метод расчета этого дополнительного скин-фактора описан в главе 7 (раздел 9). Увеличение степени вскрытия пласта, если оно возможно, очевидно приведет к увеличению продуктивности. Во многих слу­ чаях, однако, пласт намеренно вскрывают не на всю толщину, чтобы избежать подтягивания газа или воды и образования конусов.

абсолютная проницаемость

к\

К

о

Рис. 4.8. Зависимость фазовых проницаемостей (а) и соответствующих относительных фазовых проницаемостей (Ь) от водонасыщенности.

Эти кривые соответствуют условиям одновременного движения в пори­ стой среде нефти и воды

Рассматривая кривую фазовой проницаемости для воды, можно выделить две точки. Когда водонасыщенность соответствует остаточ­ ной водонасыщенности (5^ = 8^), вода не движется, и к^ = 0. Когда во­ донасыщенность равна единице (5^ =1), порода полностью насыщена водой, и проницаемость для воды равна абсолютной проницаемости" (к^ = к). Когда нефтенасыщенность уменьшается до остаточной (5ог), нефть не движется, и ко = 0. В области между этими двумя предель­ ными значениями обе кривые фазовых проницаемостей принимают характерную форму, показанную на рис. 4.8 (а). Наибольшее влияние на форму кривых оказывает, по-видимому, смачиваемость, то есть предпочтительное смачивание тем или иным флюидом поверхности пористой среды8. Хотя оценить это влияние количественно сложно, в лабораторных условиях можно снять кривые фазовых проницаемо­ стей при смачиваемости, существующей в пласте9.

Графические зависимости для фазовых проницаемостей можно нормализовать, используя понятие относительной фазовой прони­ цаемости (ОФП), определяемой из нижеследующих соотношений:

♦ На самом деле проницаемость для воды всегда меньше абсолютной проницаемости, которая обычно определяется по газу. - Прим. ред.

где кго и к - относительные фазовые проницаемости, соответствен­ но, для нефти и воды, к - абсолютная проницаемость.

На рис. 4.8 (Ь) показаны графические зависимости для к о и кг^ со­ ответствующие кривым фазовых проницаемостей, приведенным на рис. 4.8 (а).

В обоих наборах кривые имеют совершенно одинаковую форму. Единственная разница заключается в том, что значения относи­ тельных фазовых проницаемостей изменяются от нуля до единицы. Относительная фазовая проницаемость применяется для удобства вычислений, поскольку в подавляющем большинстве расчетов вы­ теснения используется отношение фазовых проницаемостей, кото­ рое можно представить как отношение

На рис. 4.8 (а) и 4.8 (Ь) участки кривых фазовых проницаемостей ниже 8 = 8 и выше 8 = 1 - 8 представлены штриховыми линиями. Хотя эти участки можно определить по данным лабораторных ис­ следований, они никогда не соответствуют реальным процессам вы­ теснения в пласте, поскольку на практике

8\ус < 8 иг < 1 - 8ог.

Максимальные значения относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, которые могут встречаться при вытеснении в есте­ ственных условиях, называют относительными фазовыми проницае­ мостями в концевых точках кривых ОФП. Как видно из рис. 4.8 (Ь), они равны

Иногда нормализацию кривых фазовых проницаемостей выпол­ няют иначе, путем деления фазовой проницаемости (рис. 4.8 (а)) на максимальную фазовую проницаемость для нефти ко (8^ = 8^с) = к х к’го. Полученные таким образом зависимости показаны на рис. 4.9.

В таком случае относительные фазовые проницаемости определя­ ются соотношениями

Для описания совместной фильтрации в пласте нефти и воды с ис­ пользованием закона Дарси абсолютную проницаемость к, которая по умолчанию использовалась в предыдущих разделах настоящей главы, нужно заменить на фазовые проницаемости, соответственно ко(8^) и кД8^). При применении другого метода нормализации кри­ вых фазовых проницаемостей искомые проницаемости можно вы­ разить в следующем виде:

Разумеется, оба метода дадут одинаковые значения фазовых про­ ницаемостей.

Как уже упоминалось, во многих уравнениях, описывающих вы­ теснение одной жидкостью другой, не смешивающейся с ней, исполь­ зуется отношение фазовых проницаемостей. Применяя зависимости (4.33), это отношение можно выразить как

Несколько усложняет ситуацию то, что в литературе не принято различать оба эти способа представления относительных фазовых проницаемостей, обозначая одну из них заглавной буквой. В обоих случаях используется символ к, В этой книге используются относи­ тельные фазовые проницаемости, полученные путем нормализации кривых фазовых проницаемостей по абсолютной проницаемости (рис. 4.8 (Ъ)).

Относительные фазовые проницаемости определяют влаборатори­ ях, изучая процесс вытеснения нефти водой (или газом) из очень тон­ ких образцов керна. Втаком случае можно принять, что насыщенность

Рис* 4.9. Кривые О Ф П, построенные с использованием другого метода

нормализации фазовой проницаемости

флюидами равномерно распределена по толщине. Поэтому такие за­ висимости относительных фазовых проницаемостей от типа породы, построенные по данным лабораторных исследований, можно приме­ нять только для описания фильтрации в пластах, где насыщенность также равномерно распределена по толщине. Однако на практике пласты в большинстве случаев насыщены водой неравномерно. Рас­ пределение насыщенности по толщине пласта определяется действи­ ем капиллярных сил и силы тяжести, поэтому относительная фазо­ вая проницаемость также должна изменяться по толщине пласта. По указанной причине зависимости относительных фазовых проницае­ мостей от типа породы редко можно использовать непосредственно в расчетах вытеснения нефти в пласте.

Несмотря на то что приведенное выше описание концепции от­ носительной фазовой проницаемости ограничено двухфазной си­ стемой «вода - нефть», этот же общий принцип применим к любой двухфазной системе, такой как «газ - нефть» или «газ - вода».

4.9. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Методы воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи предусматривают увеличение естественной энергии пласта. Обычно повышение нефтеотдачи достигается путем вытеснения углеводо­ родов к добывающим скважинам другим флюидом, закачиваемым в

В идеальном случае существует четкая граница между нефтью и водой. Перед этой границей (фронтом вытеснения) движется только нефть в присутствии остаточной воды (относительная подвижность равна кго (5^ = 8^с) / ро = к'го / ро), а за ней движется только вода в присутствии остаточной нефти (относительная подвижность равна к (5 =1 —5 ) / | л ) = кв / ц ) . Такой благоприятный механизм вытеснения действует лишь тогда, когда выполняется условие

к' /ц Г\у Гуг

М<1,

где М -отношение подвижностей в концевых точках кривых ОФП. Поскольку к'го и к'т - относительные фазовые проницаемости в кон­ цевых точках кривых ОФП, М является постоянной величиной. Если М меньше единицы, то это означает, что при заданном перепаде дав­ лений нефть может двигаться с такой же скоростью, как вода, или даже быстрее. Поскольку вода является вытесняющим агентом, а нефть - вытесняемым, нет причин ожидать прорыва воды. Таким об­ разом, будет существовать четкая граница между нефтью и водой.

Самым большим преимуществом механизма вытеснения, проил­ люстрированного рис. 4.10 (а), то есть поршневого вытеснения, яв­ ляется то, что полное количество нефти, которое может быть извле­ чено из пласта линейной геометрии, добывается при закачке такого же количества воды. Это так называемый объем подвижной нефти, который равен

Непоршневое вытеснение, показанное на рис. 4.10 (Ь), происходит, когда М больше единицы. К сожалению, чаще всего в природе дей­ ствует именно этот механизм. В таком случае вода может двигаться быстрее, чем нефть и, поскольку вода является вытесняющим аген­ том, а нефть - вытесняемым, следует ожидать прорывов воды. В про­ цессе вытеснения образуются языки воды и создается неблагопри­ ятное распределение водонасыщенности.

Здесь нефть также движется перед фронтом в присутствии остаточ­ ной воды. Во многих случаях происходит скачок водонасыщенности на фронте вытеснения. Далее следует постепенный переход от насы­ щенности на фронте к максимальной насыщенности 5^ = 1 - 5ог. Штри­

ховая линия на рис. 4.10 (Ь) обозначает распределение насыщенности в момент подхода фронта вытеснения к добывающей скважине (про­ рыва воды в скважину). В отличие от поршневого вытеснения, к этому моменту отбирается не вся подвижная нефть. По мере закачки воды плоскость с максимальной водонасыщенностью (8^ = 1 - 5ог) медленно перемещается по пласту, пока не достигнет добывающей скважины. И только к этому моменту будет добыта вся подвижная нефть. К со­ жалению, для вытеснения одного объема подвижной нефти обычно требуется закачать в пласт от пяти до шести объемов воды (как бу­ дет показано в упражнениях 10.2 и 10.3 в главе 10). При поддержании постоянного расхода закачки продолжительность разработки может намного возрасти, что уменьшает ее экономическую эффективность. При этом вероятно образование за фронтом обойденных водой цели­ ков нефти, которые могут быть безвозвратно потеряны.

Оптимизация отношения подвижностей

Если при вытеснении нефти водой отношение подвижностей в концевых точках кривых ОФП неблагоприятно, можно разработать схему закачки, позволяющую устранить эту проблему. Чтобы по­ нять, как это сделать, следует рассмотреть общее выражение

где нижний индекс «с!» указывает на вытесняющую фазу, которой не обязательно должна быть вода. Чтобы повысить эффективность вытеснения, нужно понизить М до единицы или еще меньшего зна­ чения, в результате чего непоршневое вытеснение (рис. 4.10 (Ъ)) преобразуется в поршневое (рис. 4.10 (а)). Эта операция называет­ ся «оптимизация отношения подвижностей». Ее можно выполнить одним из указанных ниже способов.

Полимерное заводнение (увеличение ца)

Водные растворы полимеров, таких как полисахариды, увеличива­ ют вязкость воды, закачиваемой в пласт, снижая тем самым подвиж­ ность воды. Полимерное заводнение позволяет не только ускорить разработку, но и увеличить нефтеотдачу по сравнению с обычным заводнением. Это объясняется тем, что при использовании данного

метода значительно уменьшается образование за фронтом обойден­ ных водой целиков нефти.

Тепловые методы (уменьшение отношения \х о / ра)

Для очень вязких нефтей отношение \хо/ может быть порядка нескольких тысяч. Это означает, что М имеет такой же порядок ве­ личины. По указанной причине применять заводнение невозможно (см. упражнение 10.1, глава 10). В таких случаях можно значительно уменьшить отношение вязкостей нагреванием, как показано на рис. 4.6 (а). Для этого применяется один из следующих методов:

•закачка горячей воды,

•закачка пара,

•внутрипластовое горение.

Главной целью применения тепловых методов является оптими­ зация отношения подвижностей. Помимо уменьшения отношения ро / ра (в данном случае цавязкость горячей воды или пара, отлича­ ющаяся от вязкости воды при нормальной пластовой температуре), в этом участвуют и другие факторы. Во многих случаях происходит разгонка пластовой нефти, при которой более легкие фракции неф­ ти испаряются. В результате перед тепловым фронтом образуется зона смешивающегося вытеснения. Расширение нефти при нагрева­ нии также способствует увеличению нефтеотдачи. Поэтому тепло­ вые методы можно считать в основном реализующими вторичные процессы воздействия на пласт с некоторыми третичными эффек­ тами, такими как разгонка нефти, способствующая уменьшению остаточной нефтенасыщенности.

Третичные методы воздействия на пласт

Третичные методы применяются для извлечения нефти, остав­ шейся в пласте после применения обычных вторичных методов, та­ ких как заводнение. Нефть и вода не смешиваются друг с другом, и поэтому на поверхности раздела между ними существует конечное межфазное поверхностное натяжение. Сила поверхностного натяже­ ния, в свою очередь, приводит к удерживанию капель нефти в каж­ дой отдельной поре, и это нормальное состояние после заводнения.

Оценить обычно применяемые третичные методы воздействия на пласт со строго механистической точки зрения можно с помощью рис. 4.11. На этом рисунке показан в увеличенном масштабе участок