1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п11
.docГлава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом
11. ПЛАСТОВЫЕ РАСЧЕТЫ, ВКЛЮЧАЯ СЖИМАЕМОСТЬ ПОРОДЫ И ВОДЫ ПРИ ДАВЛЕНИИ ВЫШЕ ТОЧКИ НАСЫЩЕНИЯ
Исследования, приведенные в предыдущих разделах, показывают, что вследствие явления сжимаемости породы и воды в природе нет продуктивных пластов с волюметрическим режимом, т. е. сохраняющих постоянство углеводородного порового объема пласта.
Холл показал величину воздействия сжимаемости породы на расчеты, проводимые для пластов с волюметрическим режимом. Хокинс вывел уравнение, которое включает влияние сжимаемости связанной воды.
Тем не менее термин волюметрический режим сохраняется для характеристики продуктивных коллекторов, которые не имеют притока посторонней воды. Но объем этих коллекторов слегка изменяется с изменением давления в результате описанного эффекта сжимаемости.
Когда в нефтяной залежи, из которой отбирают пластовую жидкость при давлении выше точки насыщения, среднее давление в пласте падает от начального значения рi до некоторого уровня р, начальный поровый объем пласта Vрi, уменьшается до Vр вследствие сжимаемости породы коллектора сf.
Тогда, используя среднюю сжимаемость формации, выраженную в единицах порового объема /поровый объем/ на 1 ат, получим: поровый объем коллектора при более низком давлении в условии, когда среднее пластовое давление падает на величину Dр кГ/см2, будет равняться приближенно
Начальный объем связанной воды SwVpi по мере падения среднего давления расширяется до значения
где cw, — средняя сжимаемость пластовой воды в интервале давления (рi — р). Если за этот интервал в пласт поступит We м3 пластовой воды, а из пласта будет отобрано Wр м3 поверхностной воды с объемным коэффициентом Вw м3/м3, то объем воды в пласте при более низком давлении будет
Разность двух объемов (Vp —Vw) является объемом недосыщенной нефти, оставшейся в пласте при более низком давлении, или В0 (N — Np). Таким образом,
Однако начальный поровый объем NBoi(1-Sw). Подставляя это значение вместо Vpi в уравнение (III. 28) и деля все члены на Boi, получим
Для использования в расчетах уравнение (III.29) можно представить в следующем виде:
Уравнение (III. 30) полностью удовлетворяет требованиям материального баланса.
Однако некоторые инженеры в уравнение (III. 29) вводят дополнительно величину cо, определяя сжимаемость нефти, уравнение (III. 25), по отношению к ее объему при начальном давлении следующим равенством:
Подставляя полученное значение Во/Воi, исключительно в первый член уравнения (111.29) и перенося все члены, имеющие N, и левую часть уравнения, получаем
Коэффициент при N, находящийся в квадратных скобках, можно привести к следующему виду:
Коэффициент при Dр в уравнении (III. 33) называют эффективной сжимаемостью жидкости cе, которая включает значения сжимаемости нефти, связанной вбды и породы, или
В конечном итоге уравнение (III. 23) можно переписать в следующем виде:
NBoicoDp==NpB0— We+BwWp. (III.35)
Для пластов с волюметрическим режимом We = 0, a Wp обычно пренебрежимо мало. Тогда уравнение (111.35) будет иметь вид
Наконец, если мы пренебрежем сжимаемостью воды .и породы, т.е. cw = 0 и cf = 0, то cе станет равным cо. Уравнение (III. 36) приведет к уравнению (III. 8), полученному нами в п. 5 для эксплуатации залежи при давлении выше точки насыщения. В результате будем иметь
Рассмотрим пример 111.4, в котором использованы уравнения (III. 30) и (III. 35) для нахождения величины начального запаса нефти в пласте. Положим в основу расчета исходные материалы по зависимости между добычей и давлением для пласта, в котором все геологические показатели указывают на волюметрический режим. Со всех сторон залежь окружена непроницаемыми породами.
Так как указанные уравнения в основном идентичны, они дают тот же самый подсчет начального запаса нефти в пласте 8,23´106 м3. В примере дается расчет, показывающий появление ошибки порядка 61 % из-за пренебрежения сжимаемостью воды и породы, например, в результате использования коэффициента сжимаемости 1,57´10-4 вместо
2,63´10-4/кГ/см2 для видимой или эффективной сжимаемости нефти.
Пример III. 4,
Рассчитать начальный запас недосыщенной нефти в пласте с волюметрическим режимом.
Дано: объемные характеристики взяты из табл. III. 6; Вob = 1,391 м3/м3 товарной нефти при давлении точки насыщения; водонасыщенность породы 20%; минерализащия связанной воды 20000мг/л; средняя пористость 9,0%; начальное абсолютное пластовое давление 340 кГ /см2, суммированная добыча товарной нефти 0,199х106 м3, среднее абсолютное пластовое давление 244,8 кГ/см2, суммированная добыча воды 5088 м3, приток пластовой воды 0; температура пласта 104,4° С.
Решение.
По рис. III. 14 и III. 15 средняя сжимаемость воды между абсолютным давлением 340 и 244,8 кГ/см2 составляет сw = 5,3´10-5/кГ/см2
Из табл. III. 7 Bw, = 1,04 при 244,8 кГ/см2.
По рис. III. 16 сжимаемость породы сf = 7,35 Х 10 -5 /кГ/с2 для пористости 9,0%
Из табл. III. 6 Во при 244,8 кГ/см2 = 0,98850´1,3910 = 1,37500 м3/м3, Воi =0,97390´1,3910 = 1,55469. Подставляем эти значения в уравнение (III. 30);
Средняя сжимаемость пластовой нефти согласно уравнению (III. 25) составляет
а эффективная сжимаемость нефти согласно уравнению (III.34) будет
Начальный запас нефти в пласте согласна уравнению (III. 35);
Если пренебречь сжимаемостью породы и воды, т. е. принять в уравнении (III. 34) cе = со, то рассчитанный начальный запас нефти в пласте будет
Этот пример показывает, как важно включать перечисленные факторы в расчеты материального баланса продуктивных пластов, разработка которых ведется при давлении выще точки насыщения. В пластовых расчетах при давлении ниже точки насыщения значения сжимаемости породы и воды обычно выпускаются для нефтяных и особенно для газовых пластов из-за очень высокой сжимаемости фазы свободного газа (порядка 14,7´10-4 /кГ/см2).
Однако это оправдывается частично, так как результат вторжения из бассейна питания небольшого, а потому и неучтенного притока воды приводит к повышению расчетного запаса нефти по сравнению с существующим.
Точность определения среднего падения величины пластового давления также представляет собой трудности, особенно в пластах с низкой проницаемостыо, а также в залежах, подвергшихся недостаточной разработке. Если пластовое давление замеряется не по всем участкам продуктивного пласта, например ввиду отсутствия интенсивной разработки, то расчетный запас нефти в пласте, базирующийся на среднем падении давления в разработанной части месторождения, будет меньше фактически существующего. Исследования пласта из бассейна Вудбайн в восточном Тексасе показывают, что эффективная сжимаемость воды в бассейне питания должна составлять скорее 11,2´10-5 кГ/см2, чем в случае исключительно чистой воды 4,35´10-5 кГ/см2. Эта цифра находится в полном согласии со значением сжимаемости 10-4 кГ/см2, замеренной на водонасыщенных кернах породы коллектора.
Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс
Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.141-145.