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

диемт пластового объема 1,54. После того, как 8 скважин, окружающих центральную на участке в 16 га (с расстоянием между скважинами 396 ж), были закрыты на 30 час, они были переведены на откачку 40 м/сутки каждая. Давление на забое центральной простаивающей скважины упало от начального значения 251,6 ат до 250,9 ат через 20 час, а после 69 час работы оно упало до 249,2 ат. Экстраполяция данных наблюдения показала, что падение давления превысило бы 20,4 аг, (зсли бы испытание продолжалось 30 дней. Подобный же эксперимент был проведен на залежи Кар ми в Канзасе, где продуктивным коллектором является доломит Арбокль, залегающий на глубине 1282,5 м. Наблюдение показало падение давления в 1 аг на центральной скважине при сетке из 9 точек, когда окружающие скважины на участке 336 га эксплуатировались с дебитом 0,8 м/час. Давление упало еще на 0,68 ат, когда скорость откачки из окружающих скважин была у1величена до 1,28 м/час. Дальнейшее увеличение откачки до 1,44 м/час вызвало дополнительное падение давления в центральной скважине до 2,04 ат. Испытания этого типа показывают большее влияние интерференции по сравнению с обратным методом, но все же они дают суммарный эффект от работы различных скважин. Отдельные доли участия последних в интерференции не могут быть определены без дополнительных исследований.

Были произведены также замеры падения давления в простаивающих периферийных скважинах при работе одной центральной. Испытания проводились на залежи Силика в Канзасе с крайне недовасыщенной газом нефтью из доломитового пласта Арбокль.

Было отмечено, что столб жидкости в шести простаивающих скважинах начал снижаться через несколько часов, после того, как в центральной скважине заработал насос; в четырех испытуемых скважинах падения уровня жидкости не наблюдалось. Простаивающие скважины, где не было отмечено реакции давления, находились к Северо-востоку от действующей скважиньь Очевидно, на северо-восток от действующей скважины сообщаемость жидкости гораздо хуже, чем в других направлениях. Этот тип наблюдений имеет большую ценность для выводов по интерференции скважин, так как здесь использовалась как действующая единица центральная скважина, но не периферийные.

Последнее испытание представляет интерес в том отношении, что не все кратковременные испытания на интерференцию дают положительный эффект, даже в условиях недонасыщен-иости пластовой нефти.

На фиг. 208 приведены результаты опытов по определению интерференции, включающих изменения условий откачки периферийных скважин; испытания проводились с водяными скважинами, работавшими на водоснабжение г. Хьюстона. Скважина № 3, в которой производились замеры столба жидкости, давала воду из песчаников на глубине 165-276 м. В начале

испытания скважина № 3, дебит которой составлял 8 mImuh, была закрыта. Последующий процесс накопления давления выражен отрезком / на фиг. 208. Затем через 1 ч. 55 м. скважина JMb 1 в 237 м на юго-восток от скважины № 3 была переведена на насосную откачку с дебитом 0,85 mImuh. Дальнейшее замедление процесса накопления давления дается отрезком . После откачки в течение 5 ч. 5 м. скважина № 1 была закрыта, что привело к росту давления, представленному отрезком /. Спустя 11 ч. 45 м. скважина JVb 5 в 181,5 .л/ к юго-востоку отМЗ,

JS,6

3¥,8 - 35,4-

38,4-

?9.6

О 2

8 W 12 Часы

16 18 го 22

Фиг. 208. Испытания на интерференцию водяных скважин в Хьюстоне. Уровни

замерялись по скв. № 3.

- остановка скв. № 3; -пуск скв. № 1; /-остановка скв. № 1; /К-остановка скв. >* Ь

работавшая с дебитом 6,7 м/мин, была закрыта; почти немедленно уровень жидкости в скважине № 3 начал резко подниматься, как это показано отрезком JV.

Полученные данные пе анализируются, но ясно, что проведенные испытания доказывают существование эффективной взаимосвязи между испытуемыми скважинами.

Если явления интерференции происходят при движении однофазной жидкости, что имеет место в случае недонасыщен-ных жидкостей, а также в однородном пласте, то для их истолкования можно применить теорию упругой жидкости, рассмотренную в главе 8.

В частности, при испытаниях интерференции скважин количественные эффекты, связанные с изменением отбора жидкостей

из отдельных скважин, могут быть подсчитаны при помощи уравнения 8.7(3) в виде

Г2 \

4atl

где Лр - падение давления и снижение уровня во время t при расстоянии г от скважины, которая работала с момента = О при постоянном дебите Q на единицу мощности пласта; и - вязкость нефти; -коэффициент ее пластового объема; к - ее сжимаемость (упругость); k vl f - проницаемость и пористость пласта. Безразмерный аргумент функции Ei выражен в любых соответственных единицах. Для больших значений t или малых значений г асимптотическое разложение функции Et приводит к предельному виду для перепада давления:

g-0,5772 Ь

налагая, таким образом, условие логарифмического нарастания во времени. Однако при больших расстояниях от скважины или при малых значениях t уравнение (1) приближается асимптотически к виду

Лр (am)«=0,12I5

Реакция давления уменьшается очень быстро с увеличением расстояния от скважины, из которой производится отбор жидкости. Применяя уравнение (1) при истолковании данных об интерференции, делают допущения для эффективных средних значений к/р и а в области между эксплуатационной и наблюдательной скважинами. Количество AnkAplfxQ тогда наносится на график по отношению к rjAat или, более удобно, по отношению к Aatjr. Если полученная кривая следует функциональному изменению Ei, согласно уравнению (1) можно считать правильными допущенные значения kjp и а. В противном случае подбираются другие значения параметров до тех пор, пока кривая, составленная из данных Лр по отношению к /, не ляжет на кривую функции Ei. Если свойства пласта и пластовых жидкостей строго однородны по всей испытуемой площади, то для различных скважин в исследуемой группе значения kIpP и а совпадают с кривой Ei, причем поправки делаются только на соответствующие значения г. Кроме того, перепады давления у забоя эксплуатационной скважины, принимая за г - радиус скважины, также ложатся на эту кривую, как и перепады давления отдаленных скважин.

Если данные различных скважин нельзя согласовать с кривой Ei при тех же значениях для kjpp и а, необходимо до-