1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п05

Глава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом

5. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ДЛЯ НЕДОСЫЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ С ВОЛЮМЕТРИЧЕСКИМ РЕЖИМОМ

Пренебрегая изменением пористости породы коллектора в связи с уменьшением внутреннего давления насыщающей ее жидкости, о чем речь будет идти несколько позже, будем считать продуктивные пласты с нулевым или пренебрежимо малым притоком воды коллекторами постоянного объема или волюметрическими. Если пластовая нефть в них первоначально была в недосыщенном состоянии, продуктивный пласт постоянного объема содержал на начальной стадии разработки только нефть с растворенным в ней газом и связанную воду. Растворимость газа в пластовых водах очень низка в целом и в данном случае принимать участия не будет. Добыча воды из пластов с волюметрическим режимом ничтожна или пренебрежимо мала, и мы

будем считать ее нулевой. На рис. III .6 видно , что объем пластовой нефти при снижении давления от первоначального до точки насыщения сохраняется постоянным, и нефть извлекается из залежи за счет упругого расширения сжатой жидкости. Приравняем начальный объем к конечному:

долевая нефтеотдача r будет

Долевая нефтеотдача выражается обычно долей начального запаса товарной нефти в пласте. На рис. III.7 представлены характеристики PVT в графике для нефтеносного пласта 3-A-2. Коэффициенты пластового объема нефти эксплуатационного объекта составляют 1,572 м³/м³ при начальном абсолютном давлении 299,2 кГ/см² и 1,6 м³/м³ при абсолютном давлении точки насыщения 241,4 кГ/см². Отсюда долевая отдача товарной нефти при абсолютном давлении 241,4 кГ/см² из пласта с волюметрическим истощением давления составит

Если за время падения пластового давления до 241,4 кГ/см² было добыто 108120 м³ товарной нефти, то начальный запас последней в пласте составляет

В приведенных расчетах допускалось, что эксплуатационный газонефтяной фактор между начальным давлением и давлением точке насыщения равняется начальному коэффициенту растворимости газа в нефти 195,9 нм³/м³.

При абсолютном давлении ниже 241,4 кГ/см² в пласте начинает развиваться фаза свободного газа. Углеводородный объем недосыщенного пласта с волюметрическим режимом истощения при отсутствии притока воды остается постоянным, или

На рис. III. 8 схематически показаны изменения, происходящие при изменении давления от начального пластового и до некоторого давления ниже точки насыщения.

Не всегда фаза свободного газа всплывает в коллекторе и образует искусственную газовую шапку. Предложенные уравнения остаются справедливыми и в том случае, когда свободный газ будет распределен в пластовой жидкости в виде изолированных пузырьков. При падении пластового давления до некоторого значения р ниже давления насыщения за это время из пласта будет извлечено N_p м³ нефти при суммарном эксплуатационном газонефтяном факторе R_p нм³/м³ товарной нефти.

Тогда, произведя подстановку в уравнении (III.10), получаем

NB_oi= (N-N_p) Bo+ G_fB_g, (Ill. 11)

где N - начальный запас пластовой нефти в м³ товарной нефти; В_оi и В_о - коэффициенты пластового объема нефти для начального и конечного давлений соответственно; G_f - количество свободного газа в пласте при конечном давлении в нм³; В_g -коэффициент пластового объема газа при конечном давлении в м³/нм³.

количество свободного газа G_f можно установить следующим образом. Начальный запас газа в пласте NR_si в нм³ при конечном давлении разделится: а) на газ, находящийся в растворенном состоянии в нефти, оставшейся в пласте (N- N_p) R_s; б) на газ, отобранный из залежи, N_p R_p и в) свободный газ в пласте. Отсюда количество последнего можно найти из равенства.

Свободный газ = начальный газ - растворенный газ - добытый газ

Подставив это значение в уравнение (III.11), получим

Можно разрешить последнее уравнение для начального запаса товарной нефти в пласте N:

и для коэффициента нефтеотдачи

Суммарный эффективный газонефтяной эксплуатационный фактор R_p является частным от деления всего количества газа, добытого из пласта G_р, на общее количество добытой соответственно нефти N_p.

Следует заметить, что в некоторые эксплуатационные пласты вновь закачивают газ, добытый из этих объектов. Поэтому под эффективной добычей газа понимают добычу только того газа, который не закачивают обратно в пласт.

Когда весь добытый газ опять закачивают в пласт, откуда он. был извлечен, R_p равен нулю. Изучение уравнения (III.14) показывает, что все его члены, за исключением эксплуатационного газонефтяного фактора R_p, являются функциями только давления и представляют собой фиксированные свойства пластовой жидкости.

Поэтому коэффициент нефтеотдачи r определяется характеристиками PVT пластовой жидкости и эксплуатационным газонефтяным фактором.

Так как эксплуатационный газонефтяной фактор входит в знаменатель уравнения (III.14), то большие значения этого фактора дают низкие нефтеотдачи и наоборот. Расчеты, проведенные в примере III.2, для продуктивного пласта 3-А-2 показывают, что при R_p = 587,7 нм³/м³ товарной нефти коэффициент нефтеотдачи при абсолютном давлении 190,4кГ/см² составит 3,86%; если же R_p=195,9нм³/м³, то коэффициент нефтеотдачи повысится до 8,8%. Пренебрегая в каждом из этих случаев коэффициентом нефтеотдачи 1,75%, полученным за счет упругого расширения пластовой жидкости до давления точки насыщения, увидим, что снижение эксплуатационного газонефтяного фактора втрое равносильно повышению нефтеотдачи то же приблизительно в 3 раза.

Пример III. 2.

Сделать соответствующие расчеты для установления влияния эксплуатационного газонефтяного фактора на коэффициент нефтеотдачи в недосыщенных пластах с волюметрическим режимом. Д а н о: характеристики PVT для пласта 3-А-2 (рис. III. 7); суммарный газонефтяной фактор при абсолютном давлении 190,4 кГ/см² равен 587,7 нм³/м³ товарной нефти; пластовая температура 87,9° С = 361,1° К; стандартные условия ( psc = 1 кГ/см²; температура 15,5° С).

Р е ш е н и е.

R_si=195,9нм³/м³; B_oi=l,572м³/м³; R_s при 190,4 кГ/см² равен 160,0 нм³/м³; В_о при 190,4 кГ/см² равен 1,52 м³/м³; R_p = 587,7 нм³/м³. Определим B_g при абсолютном давлении 190,4 кГ/см²:

Тогда коэффициент нефтеотдачи при 190,4 кГ/см²

Если 2/3 добываемого газа будет вновь, закачиваться в пласт при том же абсолютном давлении, т. е. 190,4 кГ/см², то коэффициент нефтеотдачи будет соответственно

Можно использовать уравнение (III.3) для расчета начального запаса нефти в пласте. Например, если при падении абсолютного давления до 190,4 кГ/см² из пласта было добыто 236,3103 м³ товарной нефти при R_р = 587,7 м³/нм³, то начальный запас нефти в пласте составит

Можно снизить эксплуатационный газонефтяной фактор, производя капитальный ремонт, консервацию и снижение текущих отборов скважин с высоким дебитом газа и (или) возвращая весь или часть добычи газа обратно в разрабатываемый пласт.

Если в процессе разработки нефтяного пласта в нем возникает гравитационное разделение свободного газа с последующим образованием газовой шапки, как показано на рис. III.8, то в эксплуатационных скважинах, законченных бурением на крыльях структуры, газонефтяные факторы меньше и суммарная нефтеотдача пласта повышается. Рассматривая проблему нефтеотдачи с точки зрения материального баланса, получение 100%-ной нефтеотдачи при закачке всего добываемого газа обратно в пласт вполне возможно. Но с точки зрения гидродинамики, что будет рассмотрено в гл. VII, л. 4, существует практический предел коэффициенту нефтеотдачи.

Когда газонасыщенность пласта повышается с 10 до 40%, продуктивный коллектор становится настолько газопроницаем, что закачиваемый с поверхности газ будет быстро двигаться от инжекционных скважин к эксплуатационным, вынося с собой из пласта очень малое количество нефти. Отсюда видно, что хотя регулирование газонефтяного фактора и является важным при разработке залежей с режимом растворенного газа, но неотъемлемым свойством последних являются малые нефтеотдачи, связанные с более быстрым темпом выделения из пласта газа по сравнению с нефтью.

Помимо ограниченного запаса энергии сжатия, скрытого в жидкой фазе выше давления точки насыщения, энергия для обеспечения притока нефти к забоям скважин заключена главным образом в растворенном газе.

Когда растворенный газ отобран из залежи, единственным природным источником энергии для перемещения нефти в пласте является гравитационное дренирование. В течение еще длительного периода разработки нефть стекает вниз по пласту к забоям скважин, из которых ее извлекают насосами на поверхность.

Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс

Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.116-120.