Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 [ 139 ] 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

В последних случаях пришлось бы учесть лишь иную природу коэффициента с, а величины кср, а, L входили бы в формулы в тех же соотношениях. Отсюда следует, что формулы (7, XVII), (18, XVII), (20, XVII), а также основные качественные выводы о влиянии неоднородности проницаемости пласта на одномерный фильтрационный поток остаются справедливыми и для всех перечисленных выше случаев (В.Н.Шелкачев [215]).

Дальнейшие детали исследования одномерных потоков в пластах, с неоднородной проницаемостью см. в книгах Г. Н. Каменского [65

До сих пор в этой главе эффект изменения нроницаемости иризабойпой зоны оценивался лишь по изменению дебита скважииы при сохранении попижепия давления (перепада давления) в ней.

В главе XIV первоначально также исследовалось влияние изменения радиуса скважииы только на ее дебит при сохранении понижения давления в ней.

Однако затем был поставлен вопрос о влиянии изменения радиуса скважииы на ионижепие давления в ней при сохранении постоянного дебита. В главе XIV было доказано, что если дебит скважины пропорционалеп понижению давления на ее забое (это имеет место при движении несжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации в условиях водопапорпого режима), то увеличение радиуса скважииы во столько же раз увеличивает ее дебит при сохранении понижения давления, во столько раз уменьшается ионижепие давления при сохранении дебита.

Во всех остальных случаях (нри движении сжимаемых жидкостей или газа, или при нарушении линейного закона фильтрации, или в условиях гравитационного режима) изменение радиуса сильнее сказывается на изменении понижения давления при постоянном дебите, чем па изменении дебита при постоянном нонижепии давления.

Обгцпость методов исследования данной главы и главы XIV позволяет сделать тот же вывод о влиянии изменения проницаемости призабойной зоны на ионижепие давления в скважине при сохранении постоянного дебита, какой только что был повторен по поводу влияния изменения радиуса скважины.

Соответствуюгцие математические выкладки мы пропускаем, ибо они были бы повторением выкладок, выполненных в предыдугцих параграфах данной главы. Читателю рекомендуется самостоятельно проделать их в качестве упражнения.

Замечание но поводу возможности обобгцения полученных выводов на сферические радиальные потоки уже было сделано в конце § 3.

Глава XVIII Вытеснение нефти и газа водой

Задачи о вытеснении нефти и газа водой представляют больпюй теоретический и практический интерес.

При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима нефть вытесняется в скважины нод действием напора контурных вод, при этом происходит продвижение контуров водоносности.

В главе IX, при рассмотрении вопроса о продвижении контура, водоносности, вязкости и плотности нефти и воды нринималнсь одинаковыми. В настоягцей главе при регаении задач о вытесненин нефти и газа водой мы будем учитывать различие в вязкостях нефти и воды и воды и газа. Плотность нефти и воды принимаем одинаковыми. Это позволяет считать плоскость контакта нефть - вода вертикальной. Следует отметить, что если расстояние от скважин до контура области питания пласта во много раз больгае расстояния до контура водоносности, то при отсутствии подогавенной воды допугцение о вертикальности плоскости контакта нефть - вода, даже при небольнюм наклоне пластов, не вносит сугцественной оганбки в результаты регаения задачи о вытесненни нефти водой. То же самое можно сказать относительно донугцення о вертикальности контакта газ - вода в тех случаях, когда расстояние от эксплуатационных газовых скважин до контура области нитания пласта во много раз больгае расстояния до контура газоносности. Вопрос о влиянии различия в удельных весах двух жидкостей в пласте (нефти и воды) на распределение давлений и поведение скважин рассмотрен в главе XVI. В дальнейгаих выкладках жидкость (нефть, вода) принимается несжимаемой, пласт - горизонтальным, режим пласта - водонапорным, фильтрация - происходягцей по линейному закону.

Известно, что в ряде газовых месторождений также имеет место водонапорный режим, нри котором разработка их сопровождается про-движением контурных вод, приводягцим к уменьгаению с течением времени объема порового пространства газоносной части залежи.

Конечно, до тех пор, пока в результате продвижения контура водоносности в пласте (в зоне расположения скважин) не появится подошвенная вода.

От темпа продвижения контурных вод зависит темп падения пластового давления в газовой залежи.

Падение давления определяет падение дебита газовых скважип, что в свою очередь определяет потребное количество скважип для поддержания заданного уровня добычи газа из месторождения, иродолжи-тельность периода бескомпрессорной эксплуатации, время необходимого ввода в эксплуатацию компрессорных станций и пр.

От величины возможного иродвижепия контура водоносности сугцественно зависит регаение задачи о размегцепии скважип па газоносной плогцади.

При наличии иродвижепия воды (которое в течение первых лет может быть пе обнаружено) неучет его может привести к больгаим просчетам в запасах газа, вычисленных по фактическим данным о падении давления и добыче газа.

Пз сказанного ясно, какое больпюе практическое значение имеет регаение задач о вытеснении газа водой.

1. Одномерная задача о вытеснении нефти водой

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти водой к прямолинейной галлерее.

Па рис. 145 представлена модель пласта (в плане) применительно к указанной задаче. Обозначим (см. рис. 145):

Рк - давление па контуре нитапия (КП), принимаемое постоян-

ным:

давление в галлерее (Г), также принимаемое постоянным; давление на перемегцаюгцемся контуре водоносности (KB); эасстояпие от контура нитапия до галлереи; эасстояние от контура питания до первоначального положения контура водоносности, обозпаченпого на рис. 145 пунктиром;

эасстояние до неремегцаюгцегося контура водоносности в некоторый момент времени t]

соответственно могцность, пористость и проницаемость пласта;

абсолютные вязкости соответственно нефти и воды.

Часть пласта, заключенную между контуром водоносности (KB) и галлереей (Г), будем называть областью нефтеносности, часть пласта, заключенную между контуром нитапия (КП) и контуром водоносности (KB), - областью водоносности. Поместим начало координат

Ь, т и к