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

рис. 6.28. кривая зависимости Р- ioga/(<o + ao ДЛЯ трещиноватого пласта.

Р(.т - давление статическое

I рис. 6.29. различные типы кривым восстановления давления

Высокая проницаемость трещинной системы обусловливает незначительное падение давления, поэтому требуются очень точные замеры давления. Так как падение давления часто составляет тысячные доли мегапаскаля, то угол наклона кривой на графика.х АР-t не может представительно интерпретироваться, если стандартные датчики давления не заменить специальными манометрами.

Изменяющийся характер зависимости давления от времени следует интерпретировать с учетом характеристик трещинной системы. Если кривые восстановления давления аналогичны кривым, изображенным на рис. 6.29, можно сделать следующие комментарии и интерпретации.

Во всех случаях {а, б, в) скин-эффект положительный. В общем этот факт обусловлен наличием обсадной колонны в скважнне (часть трещин оказалась закупоренной в процессе цементирования, и последующая обработка призабойной зоны скважины была безуспешной). Возможно также, что не все перфорационные каналы контактируют с трещинами, в результате чего связь между трещинами вокруг ствола скважины значительно ухудшена. Следует ожидать, что скин-эффект будет отрицательным при отсутствии обсадных труб (скважины с открытым стволом), особенно, если обработка призабойной зоны скважины была успешной.

Рассматривая вариант а, следует отметить малую вероятность того, что изменение угла наклона кривой обусловлено тектоническими нарушениями или изменчивостью процесса осадконакопле-ния, часто наблюдаемыми в терригенных отложениях. Такая си-

туация в большей степени молет быть результатом уменьшения раскрытости горизонтальных трещин п увеличения густоты вертикальных или субвертикальных трещин. Предельный вариант случая б соответствует полному смыканию горизонтальных, удаленных от ствола скважины трещин и, следовательно, ограничению радиуса зоны дренирования вокруг скважины.

Вариант в, наоборот, может соответствовать улучшению характеристик трещинной системы вокруг скважин. В данном случае, если промывка нли кислотная обработки оказались эффективными, то более крутой наклон на начальной стадии может смениться со временем более пологим и приблизиться к очень малому наклону на поздней стадии. Этот факт можно интерпретировать как вторичное раскрытие трещин вокруг скважины.

6.4.2. Оценка емкостной характеристики

пласта ФтрСтр

Емкостная характеристика пласта обусловливается сжимаемостью, или упругоемкостью, трещинной системы, заполненной жидкостью. Этот параметр можно получить только из опытов по интерференции скважин (см. гл. 8). Когда расстояние между двумя скважинами и время их взаимодействия известны, то прямой расчет ФтрСтр производится с использованием выражения пьезопроводности [21, 22]:

« = /Стр.пл/ССтр.пл.эФ 1)- (6.87)

Дальнейший расчет пустотности Фтр зависит от правильности расчета Стр, поэтому необходимо пересмотреть основные положения, выведенные в разделе (4.5.3.2):

Стр. пл.эф ~ Сдф.н = Сд + Сд и - + Сцор.м + Спуд,,,..pp.

(6.88)

Если матрица очень плотная, то, пренебрегая вторым и третьим членами в правой части уравнения (6.88), получим

Стр.пл.эФ = С„ + Спуд,г.тр. (6.89)

Так как Спуст.тр играет более важную роль по сравнению с С,,, то этот показатель необходимо рассчитать точно.

Следует иметь в виду, что пустотность и проницаемость системы трещин зависят от динамики пластового давления и в свою очередь влияют на изменение во времени коэффициента пьезопроводности. Собственно трещинная пустотность и проницаемость единичной трещины определяются по уравнениям:

Ф,р = Л,.,рйоа1-С,рЛЯ);

к,p = л,.,p(6,/l2)(l-c,pДЯ)

которые показывают, что оба параметра уменьшаются во времени, т. е. в течение процесса разработки.

а As

В С G

GOL -

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

А - величина, обратная коэффициенту продуктивности PI при ламинарном течении

высота блока модели поперечное сечение потока

объемный коэффициент константа удельный вес газа Ог,Он,Св - градиент давления соответственно газа, нефти, воды

предельное значение газонефтяного фактора ускорение свободного падения

толщина продуктивного пласта

проницаемость протяженность трещины количество трещин давление дебит радиус

число Рейнольдса скин-эффект

предельное значение водонефтяного фактора координаты

коэффициент пьезопро-водности

коэффициент турбулентности

Я, h

К I п

Q, я

Re SS U70L

X, у, г -

7 - удельный вес Д - дифференциал S - соотнощение проницаемостей в - угол

X - коэффициент трения

Ф - потенциал

Ф - пустотность, пористость

- вязкость р - плотность НТПЖ - нижняя точка поступления жидкости в скважину

ВТПЖ - верхняя точка поступления жидкости в скважину

ИНДЕКСЫ

безоп - безопасный

г - газ г. тр. - густота трещин Др - дренирование кр - критический м - матрица max -. максимальный

н - нефть общ - общий пуст, тр - пустоты трещин пор. м - поры матрицы СКВ - скважина тр - трещиноватый эф - эффективный

ЛИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Irtnay. 1964. Theoretical models of flow through porous media. RILEM Symp. on the Transfer of Water in Porous Media, Paris, April.

2. Rotnm E. S., 1966. Fluid flow in fractured rocks. Nedra. Moscow.

3. Snow D. Т., 1965. A parallel model of fractured permeable media. Ph. D. thesis, Berkely, 330 p.

4. Lomize G. M., 1947. Flow through fissures. Acad, of Sci. RSS Arm. in Russian.

5. Lomize G. M., 1951. Flow through fissured rocks. Gpsenergoizdat in Russian.

6. Huii J. K: 1956. Fluid flow in simulated fractures. AIChE Jour., vol. 2. p. 259.

7. Louis C, 1968. Etude des ecoulements deau dans les roches fissurees et de leurs influence sur la stabilite des massifs rocheux. Bull, de la Direction des Etudes et Recherches, Series A, No. 3, p. 5-132.

8. Moody L. F.. 1944. Friction factors for the Pipe Flow Trans. ASME, vol. 66.

9. Forcheimer, 1901. Wasserbewegung durch Boden. ZUDI, vol. 45, p. 1781.

10. Geertsma J., 1974. Estimating coefficient of inertial resistence in fluid flow through porous media. Jour. Petrol. Tech., Oct., p. 445.

11. Firoozabadi A. and Katz D. L., 1979. An analysis of high-velocity gas flow-through porous media. Jour. Petrol. Tech., February, p. 211.