1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п06

Глава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом

6. МЕСТОРОЖДЕНИЕ КЕЛЛИ СНАЙДЕР, ЗАЛЕЖЬ КЕНИОН РИФ

Залежь Кенион Риф месторождения Келли Снайдер, Тексас, была открыта в 1948 г. В первые годы разработки залежи много внимания было обращено на быстрое падение пластового давления.

Однако специалисты по разработке достаточно убедительно показали неизбежность такого поведения залежи, приуроченной к продуктивному недосыщенному коллектору с волюметрическим режимом, начальным абсолютным пластовым давлением 211,7 кГ/см² и низким давлением точки насыщения 117,3 кГ/см². Оба параметра были привязаны к опорной поверхности 1311,5м от уровня моря.

В дальнейшем расчеты показали, что падение пластового давления после достижения точки насыщения должно проходить замедленным темпом. Поэтому можно разрабатывать залежь еще в течение многих лет без, поддержания давления.

Пока залежь эксплуатируется с дополнительным падением давления, ведется изучение пласта, что помогает оценить потенциальные возможности заводнения, гравитацронного дренирования и межпластовых перетоков.

Лабораторные исследования кернов проводятся для выявления эффективности нефтеотдачи при режиме истощения пластового давления или вытеснения нефти из породы газам и водой. Комплекс этих данных помогает операторам более предусмотрительно подойти к выбору проекта поддержания давления или покажет, что это мероприятие не будет иметь успеха.

В последующие годы было получено много дополнительного материала. Проведенные в 1950 г. пластовые расчеты были сделаны инженерами по разработке на основе данных, собранных так же в 1950г.

В табл. 111.3 даются основные характеристики продуктивного коллектора залежи Кенион Риф. Геологические и промысловые материалы свидетельствуют о том, что залежь имеет волюметрический режим; приток воды в ней ничтожен, потому все расчеты основаны на объемном поведении пласта.

Если был бы встречен любой приток пластовой воды, то его использование придало бы расчетам больше оптимизма и способствовало бы повышению нефтеотдачи при любой величине пластового давления. В виду того, что продуктивный коллектор был недосыщен, нефтеотдача при падении пластового давления в залежи от начального значения до точки насыщения происходила вследствие упругого расширения жидкости и долевая нефтеотдача в точке насыщения составила

Таким образом, при первоначальном содержании в пласте 1,4235м³ пластовой углеводородной жидкости на l м³ товарной нефти нефтеотдача до точки насыщения составляет 0,018 м³ товарной нефти.

Растворенный газ при падении пластового давления до точки насыщения 117,3 кГ/см² сохраняет свое значение 157,6 нм³/м³ товарной нефти. В процессе падения этого давления эксплуатационный газонефтяной фактор и суммарно добытый газонефтяной фактор должны быть близки к 157,6 нм³/м³ товарной нефти.

При давлении ниже 117,3 кГ/см² в пласте начинает развиваться фаза свободного газа. Пока эта фаза находится в неподвижном состоянии, она не может течь к забоям эксплуатационных скважин или двигаться в восходящем направлении по пласту с целью образования газовой шапки.

Таблица III. 3

Характеристика породы коллектора и пластовой жидкости из залежи Кеньон Риф месторождения Келли Снайдер, Тексас

Начальное пластовое давление, кГ/см² .... 211,7 (от уровня моря 1311,5 м)

Давление точки насыщения, кГ/см² ...... 117,3 (от уровня моря 1311,5)

Средняя пластовая температура, °С ...... 51,7

Средняя пористость, %............ 7,7

Средняя водонасыщенность, % ........ 20

Критическая газонасыщенность (подсчитано), % -10

Анализ забойного образца пластовой жидкости, подвергнутой дифференциальному дегазированию

Давление, кГ/см2	B0 м3/м3	Вg, нм3/м3	Вg, м3/нм3	Коэффициент растворимости газа, нм3/м3
211,7	1,4235			157,6
190,4	1,4290	—		157,6
163,2	1,4370	—		157,6
136,0	1,4446	—		157,6
117,3	1,4509	—		157,6
115,6	1,4468	126,1	0,00792	156,0
108,8	1,4303	118,0	0,00846	150,0
102,0	1,4139	110,0	0,00910	143,7
95,2	1,3978	102,2	0,00975	137,5

Газовая фаза должна оставаться распределенной по всему коллектору, увеличиваясь в размере с падением давления. Давление будет снижаться с меньшей скоростью ниже точки насыщения, так как изменения пластового давления в образующейся воронке депрессии при отборе газа происходят значительно медленнее по сравнению с отбором нефти.

Было подсчитано, что газ в залежи Кеньон Риф остается в пласте в неподвижном состоянии, пока газонасыщенность коллектора не достигнет значения, близкого к 10% парового объема. Когда в свободном газе возникает течение, расчеты становятся довольно сложными ( гл. VII, п. 7). Однако пока свободный газ сохраняет свое неподвижное состояние, расчеты производятся, исходя из допущения, что эксплуатационный газонефтяной фактор R при любом давлении равняется коэффициенту растворимости газа в нефти Rs при том же давлении.

Допускается также, что единственный газ, достигающий забоя эксплуатационной скважины, будет газ в растворе, свободный же газ не движется. Тогда средний эксплуатационный (суточный) газо-нефтяной фактор между двумя давлениями p₁ и р₂ будет приближенно

а суммарный газонефтяной фактор при любом давлении

Если в основу начального запаса положить 1 м³ товарной нефти, то добыча из каждого м³ нефти в пласте при падении давления до точки насыщения составит N_pb = 0,0189 м³ согласно вышеизложенному.

Средний эксплуатационный газонефтяной фактор между давлением 117,3 и 108,8 кГ/см² будет

Суммарная нефтеотдача при давлении 108,8 кГ/см² N_p1 неизвестна. Однако можно выразить суммарный газонефтяной фактор R_р1 из уравнения (111. 16):

Значение R_р1 можно подставить в уравнение (111. 14) в комплексе со значениями характеристик PVT при давлении 108,8 кГ/см² и получить

Так же можно рассчитать отдачу при давлении 95,2 кГ/см². Полученные результаты будут справедливы, если газонасыщенность пласта находится ниже критического значения, принятого заранее для настоящих расчетов на уровне 10%.

Когда из недосыщенного пласта с волюметрическим режимом будет добыто N_p м³ товарной нефти и среднее пластовое давление в нем станет равным р, то объем оставшейся нефти составит (N- N_р)B_о.

Начальный поровый объем коллектора, занятый нефтью V_p, равен

Нефтенасыщенность пласта равняется объему нефти, деленному на поровый объем, или

Если принять за основу расчета N=1м³ (первоначальный запас), N_p будет долевой отдачей r или N_p/N, и уравнение (111.18)

можно написать в следующем виде:

где S_w - водонасыщенность породы, которая (будем считать условно) сохраняется постоянной для пластов с волюметрическим режимом.

Отсюда при пластовом давлении 108,8 кг/см² нефтенасыщенность составит

Газонасыщенность будет (1 - S_o - S_w) или S_g =1 - 0,765 - 0,200 = 0,035, или 3,5% .

На рис. 111.9 показан график расчетной характеристики пласта Кенион Риф месторождения Келли Снайдер при снижении пластового давления до 95,2 кг/см².

При давлении ниже этой точки расчеты проведены не были, так как газонасыщенность пласта свободным газом достигла приблизительно 10%, т. е. принятой величины критической газонасыщенности залежи.

На графике видны быстрое падение давления выше точки насыщения и предсказанное выполаживание кривой истощения ниже этой точки.

Как показано в табл. 111.4, составленной на основании промысловых данных о давлении и добыче, а также на основании подсчета начальных запасов нефти в залежи, сделанные прогнозы хорошо согласуются с промысловыми характеристиками залежи. Однако эксплуатационный газонефтяной фактор (см. кол. 2) нарастает вместо снижения, ожидаемого согласно развитой выше теории. Это связано с более резким истощением некоторых участков залежи, например разбуренных в первую очередь, имеющих пониженную эффективную мощность продуктивной формации, а также с образованием депрессионных воронок вокруг эксплуатационных скважин.

Таблица 111.4

Нефтеотдача из залежи Кеннон Рнф месторождения Келли Снайдер поданным промысловых замеров добыча и средних пластовых давлений. Начальное содержание нефти в залежи принято 0,358´10⁹ м³ товарной нефти

Интервал сниже­ния давления, кГ/см2	Средний эксплуата­ционный газо­нефтяной фактор нм3/м3	Приращение добычи нефти по интерва­лам падения давления, ´106 м3	Суммарная добыча нефти, 106 м3	Коэффициент нефтеотдачи, %
1	2	3	4	5
211,70-120,43	160,0	9,61	9,61	2,69
120,43-117,30	166,8	1,50	11,51	3,22
117,30-113,00	173,4	2,12	13,63	3,81
113,00-106,80	183,0	3,18	16,81	4,70
106,80-106,15	186,6	1,84	18,70	5,23

Этот вопрос будет более подробно рассмотрен в гл. VII, п. 5. Следует подчеркнуть, что прогнозные данные практически совпали с предыдущими расчетами, в которых газонефтяной фактор был принят постоянным на уровне 157,6 нм³/м³ товарной нефти.

Начальный запас нефти на принятой единице площади (16,2 га) залежи Кенион Риф, по существующей сетке скважин, для эффективной мощности формации 61 м, будет

Принимая среднесуточный дебит (разрешенный отбор) нефти на одну скважину в 1950г. 14,63м³, видим, что время извлечения 11,35% начального запаса нефти при давлении 95,2кГ/см², т.е. пока газонасыщенность коллектора не превысит 10%, составляет

Таким образом инженеры по разработке сумели при помощи расчетов доказать, что нет необходимости немедленно ограничить добычу из залежи и достаточно времени, чтобы в дальнейшем изучить продуктивный коллектор, тщательно рассмотреть проекты и планы оптимального процесса поддержания пластового давления.

В начале 1953 г. разработка месторождения Келли Снайдер была объединена и после всеобъемлющего и тщательного исследования пласта, выполненного инженерами по разработке, передана под управление оперативного комитета.

Комитет пришел к выводу о применении промышленного процесса поддержания пластового давления, состоявшего из: а) нагнетания воды в ряд инжекционных скважин, размещенных вдоль длинной оси структуры месторождения; б) консервации скважин с высоким газонефтяным фактором и переноса разрешенного отбора нефти из этих скважин на эксплуатационные скважины с низким газовым фактором.

После объединения разработки месторождения скважины с высоким газонефтяным фактором были закрыты. Закачка воды в залежь началась в 1954 г.

В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проекту, и, по-видимому, из него будет добыто около 50% начального запаса нефти, а не 25%, как намечалось при первичном истощении давления в пласте. В результате будет получено дополнительно около 107´10⁶ м³ товарной нефти.

Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс

Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.120-126.