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

зовались формулой (244). Определение коэффициентов эффективной трещиноватости тотэ и тотэ проводилось соответственно по формулам (291) и (293) или (300), а коэффициент совершенства скважины из их соотношения по формуле (298). Далее, из соотношений (312) находились коэффициенты упругоемкости р* и пьезопроводности к, а затем коэффициент полной трещиноватости опт по формуле (313).

По отношению коэффициентов эффективной трещиноватости пласта ттгтэ к полной трещиноватости Шс находили коэффициент проточности трещин 8т, а по формулам (242) и (274) - текущую начальную раскрытость их

В расчетах по этим формулам было принято: с = 1,25; S - = 1,2 см- i?K = 750 м; = 7,5 см; т» = 0,07; а = 0,19; Рс = = 1,5-10-5 (кгс/см2)-1; Рз = 4,2-Ю-б (кгс/см)-!; р„ = 14,8 X X 10" (кгс/см)-!. За исключением с, Rc и р„, перечисленные величины приняты условно.

Имея в виду, что тэ характеризует проточную часть трещип при вытеснении иефти водой, отношение его к коэффициенту полной трещиноватости тит можно рассматривать одновременно и как коэффициент вытеснения нефти из трещин. Лабораторными исследованиями В. Н. Майдебора и С. И. Чижова [175] установлено, что коэффициент вытеснения нефти из модели сложной трещиноватой среды колеблется от 28,7 до 96,1 %, а в случае вертикального подъема зеркала воды - от 73,5 до 96,1%.

Исходя из этих данных, можно полагать, что приведенные в табл. 39 численные значения коэффициента проточности трещин достаточно полно характеризуют реальные условия. Эти данные также свидетельствуют о том, что не всякое вытеснение нефти водой из трещин может быть эффективным, особенно если при этом исключается возможность гравитационного разделения нефти и воды в трещинах. Исходя из физической сущности механизма вытеснения нефти из трещин наибольший коэффициент вытеснения следует ож1щать при режиме истощения (за счет энергии газа, выделяющегося из иефти при снижении давления). В этом случае непроточная часть трещин, в виде расширений и тупиковых ответвлений, заполняется газом, вытесняющим из них нефть в проточные трещины.

Анализ формулы (313) свидетельствует о большой чувствительности коэффициента полной трещиноватости типт к изменениям некоторых входящих в нее величин. Это касается изменения коэффициентов сжимаемости Рс, Рт и р*. Например, при увеличении р,, с 1,5-10-5 до 2-10-5 (кгс/см)-! топт применительно к данным табл. 39 может измениться иа 4-24%, а изменение pi и р* может привести к еще большим изменениям тпот Поэтому повышение точности определения этих коэффициентов имеет большое значение.

Поскольку получение их основано на обработке индикаторных линий и кривых восстановления давления, чрезвычайно важно, во-первых, чтобы данные, используемые для их построения, были получены одновременно и примерно при одних и тех же условиях. Во-вторых, точность этих данных, как и самой обработки указанных кривых, должна быть повышенной. При невыполнении этого усло-

ВИЯ нарушается, в частности, отношение между величинами А8 и г, характерное для данного состояния пласта. Поэтому при выборе прямолинейного участка кривой восстановления давления элементы произвольности должны быть исключены полностью или сведены к минимуму. Наконец, необходимо иметь в виду, что определения коэффициентов эффективной и полной трещ;иноватости по формулам (293) и (313) могут быть объективными лшпь при ограниченном загрязнении призабойной зоны, не отражающ;емся на определении величины i. Надо заметить, что изложенное выше об определении эффективной проницаемости но гидродинамическим исследованиям скважин в данном случае приобретает особое значение.

НЕКОТОРЫЕ СЛЕДСТВИЯ АНИЗОТРОПИИ УПРУГОСТИ ТРЕЩИН

Выше было показано, что коэффициент сжимаемости трещ;ин Рт зависит не только от давления, но и от раскрытости и расположения трещ;ин в коллекторе. При этом, если основная масса продуктивных трещ;ин имеет разные направления, без преобладания какого-либо одного из них, то, как это следует из рис. 62, между коэффициентом сжимаемости трещ;ин и раскрытостью их b намечается линейная корреляционная связь, аппроксимируемая уравнением

р; = аЬ-с, (314)

где а и с - коэффициенты.

Так как согласно (244) проницаемость коллектора, обусловленная его трещ;иноватостью, определенным образом связана с раскрытостью трещ;ин, то и между ней и коэффициентом сжимаемости трещин должна существовать корреляционная связь. В этом случае теоретическая индикаторная линия, построенная по формулам, учитывающим экспоненциальную зависимость проницаемости от давления, подобно формулам А. Т. Горбунова (305) и (306), при подчиненном значении инерционных сопротивлений практически должна совпадать с факпгческой индикаторной линией.

Если в коллекторе наблюдается преобладание вертикальных или горизонтальных трещин и корреляционная зависимость (314) отсутствует, то указанного совпадения теоретической и фактической индикаторных линий не произойдет. Причем в случае занижения иронп-цаемости вследствие преобладания горизонтальных трещин и.ли загрязненности забоя скважины теоретическая индикаторная линпя, соответствующая формуле (306), окажется ниже фактической, как это показано на рис. 65. В противном случае вследствие преобладания вертикальных трещин или расклинивания их в отдельных точках призабойной зоны теоретическая индикаторная линия !\южет оказаться выше фактической. Подобных отклонений нет, как уже отмечалось, при использовании соотношений (247). В этом случае имеется возможность обойти ряд сложных явлений, которые не учитываются ири решении теоретических задач фильтрации в трещино-

ватых породах. Дело в том, что в трещиноватой породе трещины могут иметь различную раскрытость, которая в теоретических исследованиях учитывается явно или неявно в виде средней гидравлически эквивалентной раскрытости. При этом ие учитываются различная сжимаемость их при изменении пластового давления п различные границы нарушения линейного закона фильтрации, о чем уже упоминалось выше.

Согласно выражению (244) коэффициент сжимаемости трещин Рт в зависимости от внутрипластового давления можно представить в виде

Приравнивая правые части уравнений (315) и (314) друг к другу и интегрируя полученное выражение, найдем, что между начальной ii текущей раскрытостью трещин и Ь. ш перепадом давления Ар имеется следующая зависимость:

.еА/бт-1(е--1) или, решая (316) относительно 6т, будем иметь

Ь,--(317)

В настоящее время еще недостаточно данных для окончательного суждения о величине коэффициентов а и с, входящих в формулы (314), (316) и (317). Согласно данным рис. 62 они равны ориентировочно: а = 0,94 см/кгс, с = 2,1 -Ю" см/кгс. Если воспользоваться этими данными, то, как показывает анализ формулы (317), с изменением внутреннего давления в коллекторе происходит самопроизвольное усреднение раскрытости трещин вследствие уменьшения упругости пород с увеличением раскрытости. Неизбежным следствием этого усреднения является резкое изменение расхода в них газа и жидкости, так как расход их пропорционален кубу раскрытости трещин. В табл. 40 приводятся результаты определения текущей раскрытости трещин bj. при различной начальной рас-кры-цости 6 о и разной степени снижения в них давления Ар, а также отношения начальной пропускной способности трещин к текущей <?т.

При начальной раскрытости трещин = 30 и 200 мкм пропускная способность их различается в 345 раз. При Ар = 300 кгс/см, как следует.из таблицы, она изменяется всего лишь в 4,2 раза, так как при этом в трещине с раскрытостью = 200 мкм расход уменьшается в 108 раз, а в трещине с 6о = ЗОмкм - всего лишь в 1,58 раза. Таким образом, в случае расположения трещин в коллекторе, при котором сохраняет силу линейный закон, описываемый формулой (314), ведущая роль во всех отношениях принадлежит трещинам с большой раскрытостью. Это обстоятельство, по-видимому, должна приводить при гидроразрыве к образованию преимущественно оди-