Начальное содержание - нефть
Cтраница 3
Разумеется, следует ожидать появления этих изменений газового фактора, так как площади, охваченные кривыми, должны быть независимы от w, исключая газ в затопленной площади. Для 0 5 величина газового фактора в конце рез - ( ко падает, а давление уменьшается до принятого предела 6 8 ат, соответствующего забрасыванию месторождения, с суммарной нефтеотдачей, достигающей 29 3 % начального содержания нефти. [31]
При изучении проблемы нефтеотдачи пласта целесообразно вводить понятия о коэффициентах вытеснения и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Под коэффициентом вытеснения Р следует понимать отношение объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. [32]
В процессе эксплуатации нефтяные месторождения взаимно влияют друг на друга ( мешают друг другу), взаимно понижают пластовые давления и как-то взаимодействуют с водяной областью. Активность водяной области, определяемая ее способностью поддерживать давление в месторождении при его эксплуатации, определяется ее гидродинамическими и термодинамическими параметрами. Кроме геометрии и структуры водонапорной системы, такими параметрами являются физические: пористость, проницаемость породы, соотношения насыщения и проницаемости, начальное содержание нефти, газа, воды; состав нефти, газа воды; капиллярные явления в пористой среде, начальная температура, начальное пластовое давление и давление насыщения нефти и воды газом, характеристика перекрывающих пластов; неоднородность этих параметров. Эти природные параметры могут быть благоприятными или неблагоприятными для технологии добычи нефти, поэтому они должны быть определены в начале разработки. [33]
При изучении вопроса о нефтеотдаче пласта целесообразно вводить понятие о коэффициентах вытеснения и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Как указывается в работе [97], под коэффициентом вытеснения рв следует понимать отношение объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. [34]
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. [35]
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. [36]
Изменение расхода воды, приложенное у раздела вода - нефть для проверки изменения давления, наблюдать непосредственно нельзя. Если пластовая нефть не насыщена газом и остается в таком состоянии на протяжении всего рассматриваемого интервала давления, то расход воды можно определить как пластовый эквивалент отбираемой при эксплуатации нефти и воды минус объемное расширение остаточных жидкостей в нефтяном пласте, связанное с наблюдаемым падением давления. Если содержимое нефтяного пласта в точности неизвестно, при измерениях может возникнуть лишь незначительная ошибка, так как общее расширение 1 600 000 лгэ недонасыщенной пластовой нефти представляет величину порядка 240 м / ат. Если же нефть насыщена газом и нефтяной пласт содержит фазу свободного газа, описанная процедура электрических измерений недействительна. Для этого требуется знание объемов начального содержания нефти и свободного газа в пласте. [37]
Изменение расхода воды, приложенное у раздела вода - нефть для проверки изменения давления, наблюдать непосредственно нельзя. Если пластовая нефть не насыщена газом и остается в таком состоянии на протяжении всего рассматриваемого интервала давления, то расход воды можно определить как пластовый эквивалент отбираемой при эксплуатации нефти и воды минус объемное расширение остаточных жидкостей в нефтяном пласте, связанное с наблюдаемым падением давления. Если содержимое нефтяного пласта в точности неизвестно, при измерениях может возникнуть лишь незначительная ошибка, так как общее расширение 1 600 000 м3 недонасыщенной пластовой нефти представляет величину порядка 240 м / ат. Если же нефть насыщена газом и нефтяной пласт содержит фазу свободного газа, описанная процедура электрических измерений недействительна. Для этого требуется знание объемов начального содержания нефти и свободного газа в пласте. [38]
Для оценки влияния различных параметров разработки месторождений нами проведен расчет на ЭВМ процесса вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта водой и раствором полимера. Предполагалось, что закачивается раствор полиакриламида Пушер-500 0 025 % - ной концентрации. Исследованиями установлено, что при такой концентрации этого реагента подвижность раствора при фильтрации в пористой среде снижается по сравнению с водой примерно в 10 раз. Объем оторочки в расчетах принят 30 % от начального содержания нефти в пласте. [39]
 |
Растворимость и усадка нефти месторождения Оклахома Сити [ П. 40 ]. / - усадка. 2 - растворимость.| Коэффициент сжимаемости пластового газа месторождения Оклахома Сити при температуре 56 С. [40] |
Пример оценки запасов по этой методике иллюстрируется табл. XII. Было подсчитано, что пласт имел начальную газовую шапку, содержащую 2920 млн. м3 газа ( приведенного к 15 5 С и 1 абс. Газ, добытый из газовой шапки при рассматриваемом снижении давления, учитывается отдельно. Это позво ляет оценить количество газа, выделившееся из нефте-насыщенной части пласта. Данные о растворимости и усадке были взяты из рис. XII. В табл. XII.I приведены результаты расчета начального содержания нефти и газа, принимая объем пласта постоянным на каждый год последовательно для 7 лет. [41]
 |
Растворимость и усадка нефти месторождения Оклахома Сити [ II. 40 ]. I - усадка. 2 - растворимость.| Коэффициент сжимаемости пластового газа месторождения Оклахома Сити при температуре 56 С. [42] |
Пример оценки запасов по этой методике иллюстри руется табл. XII. Было подсчитано, что пласт имел начальную газовую шапку, содержащую 2920 млн. м3 газа ( приведенного к 15 5 С и 1 абс. Газ, добытый из газовой шапки при рассматриваемом снижении давления, учитывается отдельно. Это позво ляет оценить количество газа, выделившееся из нефте-насыщенной часги пласта. Данные о растворимости и усадке были взяты из рис. XII. В табл. XII.I приведены результаты расчета начального содержания нефти и газа, принимая объем пласта постоянным на каждый год последовательно для 7 лет. [43]
 |
Распределение начального содержимого пласта [ XII. 40 ]. [44] |
Пласты, эксплуатирующиеся при режиме растворенного газа, имеют постоянный объем порового пространства. Нефть проталкивается к забоям скважин газом, выделившимся из нефти при снижении давления. В начальный момент газовая шапка в таких пластах может отсутствовать и образоваться в процессе эксплуатации залежи. Главным препятствием к достижению высокой нефтеотдачи в таких пластах является высокое значение относительной проницаемости породы для газа. Как только насыщенность породы жидкостью снижается до 70 - 80 %, газ обходит нефть, содержащуюся в порах, и прорывается к скважинам. По существу это означает, что в 4 ж3 нефти из 5 ж3 остается в пласте. Газ, содержащийся в этих 4 ж3 нефти и выделившийся из нее, обеспечил продвижение к забою продуктивной скважины 1 ж3 нефти. Однако следует заметить, что к концу эксплуатации месторождения весь газ, растворенный в нефти, добывается полностью. Поэтому с точки зрения запасов газа в нефтяном месторождении представляет интерес начальное содержание нефти, а не возможная или ожидаемая добыча. [45]
Страницы: 1 2 3 4