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

добыча, выраженная кубометрами па I га м или в долях норового пространства.

На фиг. 204 виден большой разброс точек насыщения свободным газом в пределах 14-57%. Очевидно, это означает, что многие из исходных данных имеют большие погрешности или же на суммарную до-бычу влияют другие факторы и сильнее, чем размещение скважин. Если нанести отдельно зависимость газонасыщения пласта от расстановки скважин для групп с различной вязкостью нефти, то данные для двух групп с наименьшей вязкостью проявляют тенденцию к увеличению конечного насыщения газом с ростом расстояния между скважинами, а это вряд ли согласуется с общими физическими соображениями.

60, 70

60 50 0-0

30 ZO

6 8 10 11 П 16 18 Среднее уплотнение на снввжииу га-

Фиг. 204. Зависимость конечного насыщения пласта свободным газом при естественном истощении по отношению к уплотнению скважин (по промысловым данным).

Кроме того, фиг. 204 только частично основывается на данных по месторождениям, в основном истощенным при режиме растворенного газа. Часть данных относится к пластам с газовой шапкой и гравитационным дренированием. Это обстоятельство вводит дополнительную трудность при обнаружении влияния расстановки скважин на суммарную нефтеотдачу, если оно и существует. Во всяком слзае фиг. 204 показывает, что данные, собранные по месторождениям с газовой энергией, недостаточны для выявления какого-либо положительного влияния расстановки скважин на промышленную суммарную добычу нефти.

Казалось, что остальные 74 водонапорные залежи могут дать лучшую основу для статистического истолкования по сравнению с рассмотренными коллекторами. Однако и эти данные имеют весьма разбросанный характер. Пористость продуктивных пла-

стов для этих залежей колебалась от 13,4 до 35%; проницаемость от 40 до 5000 миллидарси, пределы насыщения связанной водой 10 и 42,5%; уд. вес йефти от 0,955 до 0,782; начальная пластовая вязкость ее от 0,40 до 158 сантипуаз; наименьшее уплотнение скважин 1,4 га, наибольшее 26,25 га на скважину.

Коэффициент нефтеотдачи при вытеснении водой лучше всего выражать при помощи среднего остаточного нефтенасыщения пласта в долях порового пространства. В то время как вычисленная суммарная добыча колеблется от 264 до 1538 м1га м, ласыщение остаточной нефтью изменяется от 60,9 до 17,9%. На фиг. 205 построена зависимость «насыщение остаточной нефтью - размещение скважин» для месторождений, приуроченных к песчаникам, исходя из собранных данных и сгруппированных согласно вязкости нефти.

70 60

Z и В в 10 iz i4 is 18 го гг 2 и ге

Среднее уплотнение но сндажиму га.

Фиг. 205. Зависимость остаточного нефтенасыщения пласта при естественном его истощении по отношению к уплотнению скважин для залежей нефти, приуроченных к песчаникам и имеющих гидравлический режим.

Большой разброс в насыщении остаточной нефтью на фиг. 205 отражает либо большие ошибки в исходных данных, либо влияние других факторов, помимо размещения скважин, а быть может является результатом того и другого. Можно внести также соответствующие поправки при помощи вторичного «анесения на график данных по зависимости «остаточное нефтенасыщение - вязкость ;нефти», а затем дать последовательно отклонения от средних тенденций по отношению к частичному падению давления на протяжении всего процесса эксплуатации и по отношению к проницаемости пласта.

На фиг. 206 дано исправленное насыщение остаточной нефтью по пласту в зависимости от расстановки скважин. Про-

межуточные поправочные диаграммы подтвердили, что остаточное нефтенасыщение растет с увеличением вязкости пластовой нефти и частичного падения давления, а также с уменьшением нроницаемости. Доказательство этих положений, хотя и известных заранее, со строго статистической точки зрения отсутствует. Отсутствие зависимости исправленного остаточного нефтенасыщения от расстановки скважин согласно фиг. 206 показывает, что суммарная добыча нефти не зависит от размещения скважин.

70 60 50

30 20 W

2 6 8 /О fZ f¥ /6 18 20 ZZ ZU 26 28 Среднее уплотнение на снЗажии! га.

Фиг. 206. Зависимость уплотнения скважин от, наблюденного или вычисленного остаточного нефтенасыщения в истощенных пластах с водонапорным режимом, скорректированного на вязкость пластовой нефти (1,05 сантипуаза), падение пластового давления при истощении (0,15) и проницаемость (700 миллидарси).

Отсюда ясно, что независимо от способа обработки статистических данных последние не дают доказательств изменения суммарной добычи нефти с расстановкой скважин и не подтверждают существования подобного изменения в действительности. Эти же материалы показывают, что влияние иных факторов, например, вязкости нефти, проницаемости пласта, степени активности напора воды и т. д. может быть практически значительно сильнее, чем эффект от размещения скважин.

11.7. Интерференция скважин. Интерференция между экс-илуатационными скважинами, а также промысловыми площадями, на которых производятся отборы в пределах единых нефтяных подземных резервуаров, отражает сообщаемость и перемещение жидкостей в пористой среде. Явление интерференции связано с проблемой размещения скважин качественно. Сюда входят наблюдения за местным взаимодействием скважин из данного пласта, перемещением жидкости из отдельных частей