1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п07

Глава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом

7. ЗОНА ГЛОЙД МИТЧЕЛ В МЕСТОРОЖДЕНИИ РОДЕССА

Было открыто и введено в разработку много недосыщенных за­лежей нефти с волюметрическим режимом. Добыча в них зависит в значительной степени от механизма вытеснения нефти из породы растворенным газом.

Рис. III.10. График истории разработки зоны Глойд Митчел месторождения Родесса, Луизиана, с кривыми изменения важнейших характеристик пластового режима.

1 — число скважин в эксплуатации; 2 — газонефтяной фактор; 3 —суточный дебит нефти; 4 —давление.

Механизм вытеснения во многих случаях из­меняется в большей или меньшей степени в зависимости от грави­тационного разделения газа и нефти в пласте, возникновения небольшого естественного водонапорного режима и методов под­держания давления.Все это улучшает суммарную нефтеотдачу. На рис. III. 10 и III. 11 приведены графики истории разработки зоны Глойд Митчел в ме­сторождении Родесса, Луизиана. На графиках видны изменения важнейших характеристик пластового режима при добыче нефти из залежей рассматриваемого типа. Графики как бы суммируют все сказанное выше о коллекторах с режимом растворенного газа. Выделение нефти из продуктивного пласта при давлении выше точки насыщения происходит благодаря упругому расширению пла­стовой жидкости. Наблюдается быстрое падение пластового давле ния, сопровождающееся нефтеотдачей от одного до нескольких про­центов начального запаса нефти в пласте.

Рис. III.11. График истории разработки зоны Глойд Митчел, построенный в функции суммированной добычи нефти.

1 —упругое расширение жидкости; 2 —точка давления насыщения; 3 —область расшире­ния газа с некоторым ограниченным течением свободного газа; 4 — ограничение отбора до­бываемой нефти; 5 — линия падения давления; 6 — падение добычи нефти в связи о истоще­нием пластового давления и уменьшением продуктивности скважин; 7 — ускорение падения давления в связи с повышением газонефтяного фактора; 8 —суточная добыча нефти; 9 — повышение суточной добычи нефти в связи с вводом в эксплуатацию новых скважин; 10 — суммированный газонефтяной фактор; 11 — суточный газонефтяной фактор.

Газонефтяные факторы сохраняют низкое значение, соответствуя приблизительно величине начального коэффициента растворимости.

При давлении ниже точки насыщения развивается газовая фаза, остающаяся в большинстве случаев неподвижной, пока газонасы­щенность пласта не достигает своего критического значения. Кри­тическая газонасыщенность пласта находится обычно в пределах до 20%.

В течение этого периода разработка ведется при режиме рас­ширения растворенного газа. Этот режим характеризуется более медленным снижением пластового давления и газонефтяных факторов. Значения последних почти равны, а в некоторых случаях даже меньше начального коэффициента растворимости газа в нефти.

После достижения критической газонасыщенности в пласте воз­никает течение газа к забоям эксплуатационных скважин.

В результате снижается скорость течения нефти (дебит), и пласт, истощая давление, лишается своего основного источника движущей энергии.

На этапе разработки пласта с газонасыщенностью, достигающей значения от 15 до 30%, течение нефти замедляется по сравнению стечением газа (высокие газонефтяные факторы), и свободный гaз быстро уходит из залежи. Суммарная нефтеотдача из пластов с ме­ханизмом вытеснения нефти из породы при режиме растворенного газа ко времени прекращения эксплуатации находится обычно в пре­делах от 10 до 25%.

Эти показатели могут быть улучшены гравитационным разделе­нием нефти и газа в пласте и регулированием скважин с высоким газонефтяным фактором.

Зона Глойд Митчел в месторождении Родесса, Луизиана — хоро­ший пример залежи, из которой в течение большей части ее экс­плуатационной жизни добывали нефть при механизме вытеснения с напором растворенного газа.

Наличие тщательно обоснованных материалов по добыче нефти и газа из залежи, снижению пластового давления, мощности про­дуктивного песчаника, числу скважин, перебывавших в эксплуата­ции,.— все это делает объект великолепным образцом для изучения теоретических сторон механизма вытеснения нефти напором раство­ренного газа. Зона Глойд Митчел практически горизонтальна. Здесь добывают нефть удельного веса 0,815 г/см³. При начальном пласто­вом давлении 183,6 кГ/см² коэффициент растворимости газа в нефти составил 111,6нм³/м³ товарной нефти. Первоначально свободного газа не было в пласте и отсутствовали доказательства о существо­вании активного водяного напора. Скважины эксплуатировали с вы­сокими отборами, и добыча резко падала.

Изменения газонефтяных факторов, пластового давления, те­кущих дебитов нефти подтверждали режим растворенного газа. Од­нако на последних стадиях разработки были отмечены некоторые видоизменения в механизме вытеснения нефти. Расчеты конечной нефтеотдачи показали, что будет отобрано лишь 20% начального запаса нефти в пласте.

Было много безуспешных попыток снизить газонефтяные фак­торы, консервации скважин, перекрытию верхних участков разреза продуктивной формации в эксплуатационных скважинах, перфора­ции эксплуатационных колонн только в самых нижних песчаных разностях продуктивного разреза.

Неудачи работ по снижению газонефтяных факторов являются типичными для механизма вытеснения нефти при режиме растворен­ного газа. Объясняется это следующим. Когда в пласте наступает критическая газонасыщенность, газонефтяной фактор становится функцией- падения или истощения пластового давления. Физически он уже не связан с текущими дебитами или методами завершения скважин. Очевидно, в пласте создалось едва заметное гравитацион­ное разделение свободного газа от нефти, при котором стала разви­ваться искусственная газовая шапка. Эта вторичная газовая шапка способствует возникновению ненормально высоких газонефтяных факторов в скважинах, законченных в повышенных частях струк­туры или в верхнем интервале продуктивной формации, вскрытой бурением.

В табл. III. 5 приведены число эксплуатационных скважин, сред­несуточная добыча нефти, средний газонефтяной фактор и среднее пластовое давление в зоне Глойд Митчел. По этим данным были подсчитаны среднесуточный дебит скважины, месячная добыча нефти, суммарная добыча нефти и суммарные газонефтяные факторы. Пред­ставляет интерес источник получения этих материалов.

Число эксплуатационных скважин на конец любого периода было получено от промышленников на промыслах, из отчетов по вскрытию и завершению скважин (отчеты представляются в регули­рующие органы штата) или из списков скважин, периодически испы­танных на потенциальную производительность. Среднесуточную до­бычу брали из месячных эксплуатационных рапортов, представляе­мых на регистрацию в штатную комиссию по регулированию добычи нефти. Полноценные значения средних газонефтяных факторов можно получить только там, где ведется замер всему добываемому газу. Заменой служила информация, полученная по данным испытаний потенциалов скважин.

Чтобы получить среднесуточный газонефтяной фактор по данным испытания потенциалов скважин в течение любого месяца, необхо­димо умножить опытный газонефтяной фактор каждой скважины на суточный разрешенный отбор или на текущий дебит той же самой скважины. В результате получают суточную добычу газа.

Среднесуточный газонефтяной фактор является частным от де­ления общей добычи газа за сутки всех работающих скважин на об­щую суточную добычу нефти из тех же скважин.

Например, газонефтяной фактор скважины А составляет 200нм³/м³, а суточный дебит нефти той же скважины 20м³, газо­нефтяной фактор скважины В равен 800 нм³/м³, а суточный дебит нефти из нее будет 10 м³. Тогда среднесуточный газонефтяной фактор R обеих скважин будет

Эта цифра ниже среднеарифметического отношения:

Отсюда средний газонефтяной фактор для большого числа сква­жин можно выразить следующим уравнением:

Тблица III.5

Среднемесячные эксплуатацнонный отчет, зона Глойд Митчел,

месторождение Родесса

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	2	63,6	111,6	183,6 *	31,80	1933,44	1933,44	0,215	0,215	111,60
2	1	79,5	134,0		79,50	2416,80	4350,24	0,323	0,538	12330
3	3	111,3	154,35	—	37.10	3383,52	7733,76	0,527	1,065	138,00
4	4	206,8	177,6	169,3	51,70	6286,52	14020,28	1,117	2,182	156,00
5	4	190,8	170,0	—	47,70	5800,32	19820,60	0,986	3,168	160,00
6	6	302.1	177.6	—	50,35	924334	29064,44	1,642	4,810	166,00
7	12	572,4	214,3	155,0	47,70	17401,00	46465,44	3,729	8,539	184,00
8	16	779,1	214,3	—	48,70	23684,64	70150,08	5,076	13,615	194,00
9	21	970,0	250,0		46.20	29488,00	99638,08	7,372	20,987	210,60
10	28	1192,5	303,6	140,8	42,60	36252,00	135890,08	11,006	31,993	235,40
11	48	1558,2	321,4	—	32,50	47369,30	183259,38	15,224	47,217	257,65
12	55	1860,3	339,3	—	33,80	56553,00	239812,38	19,188	66,405	277,00
13	59	1574,1	375.0	126,5	26,70	47852,64	287665,02	17,945	84,350	293,20
14	65	1590,0	428,6		24,50	48336,00	336001,02	20,717	105,067	312,70
15	74	1621,8	491,0	—	21,90	49302.72	385303,74	24,208	129,275	335,50
16	79	1812,6	570,0	112,2 **	23,00	55103,04	440406,74	31,408	160,683	364,85
17	87	1717.2	732,0	—	19.70	52203,90	492609,64	38,213	198396	403,76
18	91	1462,8	857,0	-	16,00	44469,12	537078,76	38,110	237,006	441^0
19	93	1431,0	946,0.	85,0	15,30	43502,40	580581,16	41,153	278,159	479,10
20	96	1319,7	1053,0	75,8	13.70	40118,48	620700,04	42,245	320,404	516,00
21	93	1144,8	1214,0	68,0	12,30	34801,92	655501,96	42,250	362,654	553,20
22	93	1017,6	1340,0	61,2	10,94	30935,04	686437,00	41,453	404,107	588,70
23'	95	922,2	1357.0	56,1	9.70	28034,88	714471,88	38,043	442,150	618,80
24	94	858,6	1375,0	50,3	9,13	26101,44	740573,32	35390	478,040	645,50
25	95	795,0	1393,0	49,3	8,40	24168,00	764741,32	33,666	511,706	669,00
26	92	699,6	1340,0	38,4	7,60	21267,84	786009,16	28,499	540,205	687,20
27	94	667,8	1303,0	36,0	7,10	20301,12	806310,28	26,452	566,657	702,78
28	94	636,0	1303,0	34,0	6,77	19334,40	825644,68	25,193	591,850	716,50
29	93	540,6	1214,0	30,6	5,80	16434,24	842078,92	19,951	611,701	726,50
30	95	509,8	1125,0	27,5	5,36	15498,00	857576,92	17,435	629,136	733,60
31	91	493,0	1090,0	23,8	5,40	14987.20	872564,12	16,336	645,472	739,70
32	93	461,1	101,8	21,0	4,95	14017,44	886581,56	14,269	659,741	744,10
33	92	477,0	94,6	26,5	5,20	14500^0	901082,36	13,717	673,458	747,40
34	88	461,1	91,0	20,4	5,24	14017,44	915099,80	12,756	686,214	750,00
35	87	318,0	87,5	19,0	3,60	9667,20	924767,00	8,458	694,672	751,20
36	90	381,6	85,7	21,0	4,24	11600,64	936367,64	9,942	704,614	752,50
37	88	333,9	80,3	20,4	3,06	10150,56	946518,20	8,151	712,765	753,00
38	88	349,8	80,3	22,1.	3,97	10634,00	957152,20	8,539	721,304	753,59
39	87	333,9	76,8	20,4	3,90	10150,56	967302,76	7,795	729,099	753,70
40	82	318,0	71,4	18,7	3,88	9667,20	976969,96	6,902	736,001	753,20
41	85	333,9	64,3	15,3	4,00	10150,56	987120,52	6,526	742,527	752,31

*Предполагают падение пластового давления по линейному закону от начального до первого замера забойного давления.

** первое замеренное пластовые давление, последующие давления представляют со­бой вамеры в скважинах.

где R и qo являются соответственно газонефтяным фактором и деби­том товарной нефти одной скважины.

На рис. III. 10 дано построение блок-диаграммы числа эксплу­атационных скважин, суточного газонефтяного фактора и текущего дебита нефти на скважино-сутки по месяцам от начала эксплуатации. Плавная кривая соответствует падению пластового давления во вре­мени.

Начальный рост суточной добычи нефти связан с повышением числа эксплуатационных, но отнюдь не с улучшением дебита нефти индивидуальных скважин.

Если все скважины были бы завершены и введены в эксплуатацию водно время, то текущий суточный дебит залежи в течение эксплу­атации скважины с разрешенными отборами выражался приподня­той горизонтальной линией, а затем экспоненциально снижался.

Как видно из рис. III. 10, это снижение дебитов начиналось бы через 16 месяцев после начала разработки. У скважин, завершен­ных на раннем этапе разработки месторождения, нефтеотдача всегда выше, так как разрешенные штатными комиссиями отборы (нормы на скважину) и текущий суточный дебит скважин определяется в зависимости от забойного давления и газонефтяного фак­тора.

В рассматриваемом типе залежи регулирующим фактором выде­ления нефти из породы является течение газа в пласте. Текущий дебит нефти не оказывает никакого материального эффекта наконеч­ную нефтеотдачу при условии, что нет воздействия гравитационного дренирования.

Соответственно не доказано влияния на нефтеотдачу размещения скважин. Однако сетка скважин и текущий дебит влияют на эконо­мические показатели разработки.

Вследствие быстрого роста газонефтяных факторов в месторожде­нии Родесса было опубликовано постановление о консервации газа в недрах.

Основной величиной газонефтяного фактора для нефтяных сква­жин установлено 357 нм³/м³. На участках, где из скважин добы­вали газа свыше 357 нм³/м³ товарной нефти, разрешенный отбор нефти в м³/сутки на скважину в зависимости от плотности сетки и пластового давления умножали на 357 нм³/м³, делили на газо­нефтяной фактор определенной скважины и соответственно сокра­щали норму. Это ограничение добычи создало двойной горб на кривой изменения суточного дебита.

В дополнение к графику развития темпа разработки месторожде­ния во времени желательно иметь график, показыющий развитие добычи нефти на промыслах и построенный в функции суммирован­ной добычи нефти.

На рис. III. II представлен такой график. Он построен для зоны Глойд Митчел по данным табл. III. 5 и обладает некоторыми харак­терными особенностями, отсутствующими на кривой производитель­ности месторождения во времени.

Например, кривая изменения пластового давления показывает, что зона Глойд Митчел подвергалась разработке при действующих силах в пласте, определивших выделение нефти за счет упругого рас­ширения жидкости, пока не было добыто приблизительно 31 800 м³ нефти. Затем последовал этап добычи нефти при режиме расширения газа с ограниченным количеством движущегося свободного газа. После того как из пласта было отобрано приблизительно 477 000 м³ нефти, газ стал течь в породе коллектора значительно быстрее, чем нефть, в результате чего газонефтяной фактор быстро вырос.

В связи с развитием этого процесса в определенном направлении кривая изменения газонефтяного фактора достигла максимума, затем снизилась по мере истощения пластового газа и приближения пла­стового давления к нулевому значению.

Снижение величины газонефтяного фактора после отбора из пласта приблизительно 724000 м³ нефти связано в основном с рас­ширением из-за падения давления движущегося в продуктивном пласте попутного газа.

Таким образом, один и тот же газонефтяной фактор в нм³/сутки дважды определяет текущий дебит нефти: при давлении 27,2 и 54,4 кГ/см². Отсюда следует, что хотя в поверхностных условиях газонефтяной фактор может снижаться, но в пластовых условиях отношение расхода газа к расходу нефти продолжает нарастать.

Если в пласте возникает гравитационное разделение газа и нефти или же, с чисто практической стороны, операторы не в состоянии замерить расход газа из скважин, где добывают малые объемы по­путного газа низкого давления, то учитываемый газонефтяной фак­тор в поверхностных условиях уменьшается.

Результаты дифференциальной дегазации образца забойной нефти из зоны Глойд показывают, что коэффициент растворимости газа при существующем пластовом давлении составляет 111,12 нм³/м³ товарной нефти. Этот вывод прекрасно согласуется с начальным эксплуатацион­ным газонефтяным фактором 111,6 нм³/м³. Следует заметить, что при отсутствии опытов по дегазированию забойных образцов нефти начальный газонефтяной фактор, замеренный в завершенной сква­жине на залежи с режимом растворенного газа, газовой шапки или водонапорным режимом, является обычно надежной оценкой для установления величины начального коэффициента растворимости газа в пластовой нефти.

Экстраполяция кривых давления, дебита нефти, эксплуатацион­ного газонефтяного фактора на графике суммирования добычи нефти показывает, что конечная нефтеотдача в залежи составит около 1 млн. м³ нефти. Однако на графиках кривых зависимости тех же параметров во времени такой экстраполяции сделать нельзя.

Интересно заметить также, что на графиках зависимости во вре­мени кривая истощения суточного дебита экспоненциальна, а на гра­фике суммированной добычи нефти она приближенно линейна. На рис. III. 12 приведен график интегрального выражения, который можно построить для среднего значения газонефтяного фактора в течение любого этапа разработки, а также для суммиро­ванного газонефтяного фактора. Заштрихованные площадки, огибае­мые интегральной кривой, показывают зависимость типового суточ­ного газонефтяного фактора в зависимости от суммированной добычи товарной .нефти. Если R — суточный газонефтяной фактор на любой отрезок времени, Np — суммированная добыча товарной нефти за то же время, то добыча за короткий промежуток времени DNр, а также общий объем добытого газа за указанное приращение времени соста­вят RdNp. Количество газа, добытого за длительный период времени в условиях систематического изменения газонефтяного фактора, выражается