Cтраница 3
Прежде чем оценить экономически пласт в целом, необходимо вычислить коэффициент нефтеотдачи и перевести его в эквивалентную нефтеотдачу. Когда известен коэффициент нефтеотдачи в кубометрах на 1 га м, то суммарная нефтедобыча составляет произведение этого коэффициента на общий объем пласта в га-метрах. [31]
Если задаться будущими газовыми факторами, можно вычислить ладение давления в пластах с газовой энергией при непосредственном истощении или возврате газа обратно в пласт. Величина газонефтяного фактора может быть оценена по сравнению с вычисленными зависимостями давление - суммарная нефтедобыча, полученными для различных допущений относительно будущего изменения газового фактора. [32]
Если задаться будущими газовыми факторами, можно вычислить падение давления в пластах с газовой энергией при непосредственном истощении или возврате газа обратно в пласт. Величина газонефтяного фактора может быть оценена по сравнению с вычисленными зависимостями давление - суммарная нефтедобыча, полученными для различных допущений относительно будущего изменения газового фактора. [33]
Вычисление зависимостей для различных значений w показывает изменения в пластовом режиме по мере увеличения роли гидравлического напора. Все же происходит снижение максимума газового фактора, сдвиг максимума, отдача и увеличение суммарной нефтедобычи при 6 8 ат от 26 2 до 29 3 % начального содержания нефти в пласте ( фиг. При w 1 эта зависимость заметно выражена и при давлении 6 8 ат наступает почти полная стабилизация пла-стового давления. При w 3 пластовое давление сначала падает до минимального значения 44 2 ат, а затем поднимается, когда скорость поступления воды начинает превышать скорость образования депреосиодных воронок, связанную с отбором нефти. Для w 5 при 119 7 ат наблюдается минимум давления, а при 145 5 ат подъем давления приостанавливается, когда пониженная скорость поступления воды вновь становится меньше скорости образования деопрессионной воронки. Газовый фактор падает до минимума, достигает значения растворимости, а затем поднимается по мере роста пластового давления. [34]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах иоро-вого пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [35]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах перового пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [36]
Так, например, из месторождения Восточный Тексас было отобрано 378 560 000 м3 нефти; пластовое давление упало при этом приблизительно на 41 ат, и все-таки меньше 2 % нефтедобычи было замещено расширением жидкостей внутри нефтяного пласта. Хотя даже небольшое расширение пластовых жидкостей уже регулирует начальное падение давления в недонасыщенных пластах, эта стадия разработки с точки зрения суммарной нефтедобычи обычно не имеет большого значения. Газ является единственным агентом, помимо воды, который замещает пластовую жидкость. Поэтому системы с водонапорным режимом рассматриваются здесь как такие системы, где заполнение депрессионной воронки образованием или ростом газовой фазы вследствие отбора жидкостей незначительно по сравнению с общим объемом отбираемой жидкости при эксплуатации. [37]
В табл. 16 показана также зависимость между увеличением запасов нефти и числом пробуренных скважин. До широкого применения эффективных мерно сбережению запасов в период высокой плотности бурения скважин увеличение запасов на одяу скважину было совсем небольшим, суммарная нефтедобыча составляла лишь около 4000 м3 на одну нефтяную скважину. После 1925 г. новые запасы на одну пробуренную скважину были более 20.7 тыс. ж8 и в последующем уменьшались лишь незначительно. После 1953 г. запасы, пересчитанные на одну пробуренную скважину, несколько снизились по сравнению с этой средней за долгий период величиной, но в ближайшие 10 лет это снижение, вероятно, будет устранено вследствие значительно больших запасов нефти на одну скважину, открываемых при морском бурении. [38]
Для интенсификации притока жидкости из пласта R скважину гидравлический разрыв продуктивных пластов является мощным средством освоения и повышения производительности скважин. Этот метод воздействия на пласты позволяет при разработке залежей нефти и, в особенности, приуроченных к малопроницаемым коллекторам яри массовом его применении существенно увеличить суммарную нефтедобычу и нефтеотдачу пластов. Эффективность метода определяется тем, что в пласте по его напластованию и простиранию образуется система глубокопроникающих трещин, в результате чего многократно увеличивается поверхность фильтрации, уменьшаются затраты пластовой энергии на приток жидкости из пласта в скважину. Это и является основным условием увеличения производительности скважин при их последующей эксплуатации. [39]
Суммарная добыча из нефтяного пласта представляет по существу интегрированный эффект всей динамики ею режима и является основным критерием оценки пласта с экономической точки зрения. Так как отдельные стороны режима в течение всего периода разработки меняются со значениями физических параметров горных пород и жидкостей, а также условиями эксплуатации, то меняется и значение суммарной нефтеотдачи. Наблюдаемая суммарная нефтедобыча распределяется в широком интервале значений даже при одном и том же основном механизме нефтеотдачи. Так, среди 25 месторождений с режимом растворенного газа, о которых имеются данные по суммарной нефтедобыче, последняя колебалась от 166 до 722, со средним значением 327 м3 / гам; от 15 до 50 %, в среднем 33 %, начального содержания нефти в пласте; от 7 до 34 %, в среднем 20 %, в процентах перового пространства; от 14 до 53 %, в среднем 28 %, в процентах конечного насыщения свободным газом. [40]
Так как отдельные стороны режима в течение всего периода разработки меняются со значениями физических параметров торных пород и жидкостей, а также условиями эксплуатации, то меняется и значение суммарной нефтеотдачи. Наблюдаемая суммарная нефтедобыча распределяется в широком интервале значений даже при одном и том же основном механизме нефтеотдачи. Так, среди 25 месторождений с режимом растворенного газа, о которых имеются данные по суммарной нефтедобыче, последняя колебалась от 166 до 722, со средним значением 327 м3 / гам; от 15 до 50 %, в Среднем 33 %, начального содержания нефти в пласте; от 7 до 34 %, в среднем 20 %, в процентах порового пространства; от 14 до 53 %, в среднем 28 %, в процентах конечного насыщения свободным газом. [41]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах иоро-вого пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [42]
Если коэффициент нефтеотдачи выражен в процентах перового пространства, необходимо знать среднюю пористость пласта, помимо его общего объема, для перевода этого коэффициента в эквивалентную суммарную нефтедобычу. Когда коэффициент нефтеотдачи выражен конечным насыщением свободного газа или величиной остаточного нефтенасыщения, то для вычисления суммарной нефтедобычи необходимо знать насыщение пласта связанной водой, а также начальный и конечный коэффициенты пластового объема нефти. Те же самые данные, за исключением конечного коэффициента пластового объема нефти, входят и в формулу для предполагаемой суммарной нефтедобычи, когда коэффициент нефтеотдачи выражен в долях начального запаса нефти в пласте. [43]
Аналогичные данные по 74 месторождениям с водонапорным режимом также не показали влияния размещения скважин на фактическую суммарную нефтедобычу, которое можно было бы отделить от других факторов, оказывающих, вероятно, большее влияние на нефтеотдачу, чем расстановка скважин. Однако, исходя из промысловых наблюдений, нельзя сделать вывода, что действительно отсутствует изменение суммарной нефтеотдачи с размещением скважин. Разброс полученных данных показывает, что пластовые и эксплуатационные условия, а также местоположения скважин на структуре имеют при определении суммарной нефтедобычи большее значение, чем расстановка скважин. [44]