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

пустить неоднородность пласта. На фиг. 209 приведен пример почти точного совпадения с уравнением (1) данных об испытаниях на интерференцию. Эти данные были получены в месторождении Восточный Тексае, где недонасыщенный характер нефти и местная однородность продуктивного пласта обеспечили возможность применения уравнения (1). Кривая, проведенная через полученные точки, представляет функцию Ei, причем константы, принятые для значений ординаты и абсциссы, были кН11л=АЪ, kliiKf==\J\0\ где к выражено в дарси, /г -Б м, к~в ат- и время- в днях. Из графика видно, что точки в правой части, соответствующие падению

0.01

10 1

Фиг. 209. Кривая интерференции скважин (по промысловым данным).

Сплощная кривая дает изменение функции Ei; i -периферийные скважины; 2-эксплуатационные скважины.

давления у забоя эксплуатационной скважины, ложатся на ту же кривую, что и точки, определенные для периферийных, простаивающих скважин. Последние наблюдения были взаимно увязаны в пределах экспериментальных ошибок и не потребовали произвольного выбора исходных физических констант.

Совершенно иные результаты были получены при обработке данных испытаний по интерференции на залежи Силика (фиг. 210). Здесь наблюдаемые снижения уровня жидкости даны ординатами, абсциссы представлены переменным коэффициентом аргумента функции Ei. Точки наблюдений для простаивающих периферийных и эксплуатационных скважин располагаются на широко отстоящих кривых El. Значения физических постоянных можно подсчитать из любой пары наблюдений за сниже-

нием уровня при допущении функциональной зависимости уравнения (1). Однако условие справедливости последнего заранее предполагает однородность физических свойств пласта и жидкости.

Видимая группировка точек относительно отдельных функций Ei еще не характеризует однородности структуры пластовой породы или механизма сообщаемости жидкостей. Но характер разброса точек (фиг. 210) определенно указывает на существование более эффективного пути сообщения жидкостей между скважинами, чем вытекающее из свойств породы и жидкостей

fOa 10 jjl суглон

Фиг. 210. Кривые интерференции скважин (по промысловым данным) для

месторождения Силика.

прерывистые кривые дают изменение функции Ех\ 1 - периферийные скважины; 2вэксплуата-

ционлые скважины.

у забоя эксплуатационной скважины. Интерференция у периферийных скважин выражена сильнее и возникает быстрее, чем можно ожидать из режима эксплуатационной сквал<ины. Это заставляет предполагать наличие в продуктивной толще тонких прослоев высокой проницаемости. Однако такое толкование, несомненно, является с количественной точки зрения большим упрощением. Во всяком случае сравнение интерференции давления, наблюдаемое в различных скважинах исследуемой группы, должно являться качественным критерием относительной пропускной способности пласта непосредственно между соответствующими парами скважин.

Испытания по установлению интерференции могут дать при благоприятных обстоятельствах ценные качественные сведения о непрерывности и однородности пластов. Но при получении отрицательных результатов важно их не переоценивать. Если в пределах нефтяного горизонта на участке между испытуемыми

скважинами наблюдалось заметное выделение газа, то эффективная сжимаемость жидкости может превысить соответствующее значение ее для недонасыщенных нефтей в 10 раз и больше. Проницаемость для жидкостей будет также значительно ниже. По существу уравнение (1) неприменимо для количественного описания реакций давления. Вместе с тем факторы, определяющие масштаб времени переходных состояний в системах многофазного течения, несомненно, будут соответствовать уравнению (1). Можно ожидать также, что при сравнимой проницаемости для однофазной жидкости время, необходимое для возникновения заметных реакций давления в системах с газовой энергией, может превысить соответствующее значение в недонасыщенных нефтяных коллекторах в пятьдесят и больше раз.

Поэтому, если почему-либо не удается проследить интерференцию при испытаниях с длительностью в несколько дней, этот факт не 1Мол<:ет рассматриваться доказательством полного отсутствия сообщаемости отдельных частей пласта. Наоборот, положительная интерференция в пластах с газовой энергией с умеренными расстояниями между скважинами указывает на существование каналов в коллекторе с чрезвычайно высокой проницаемостью; например, систем связанных между собой трещин в известняковом или доломитовом пласте. Во всяком случае, когда наблюдениями установлено наличие быстрой сообщаемости, значение этого явления по отношению к проблеме расста-нов-ки скважин должно расцениваться скорее в свете экономических факторов.

11.8. Коэффициент нефтеотдачи. Извлекаемые запасы. С практической точки зрения коэффициент нефтеотдачи, т. е. извлекаемая часть нефти, заключенной в недрах, имеет большое значение. Если этот коэффициент недостаточно высок, чтобы окупить расходы на бурение и эксплуатацию скважин, то все соображения относительно режима пласта и его разработки не представляют интереса. Суммарная добыча нефти из пласта определяется предельным значением дебита к моменту забрасывания месторождения и поэтому зависит от механизма нефтеотдачи и процесса эксплуатации.

Установление коэффициента нефтеотдачи до полной разработки залежи и проведения ее эксплуатации является с научной точки зрения чистым умозрением. Однако уже на ранней стадии разработки необходимо провести некоторый расчет ожидаемой добычи, чтобы экономически обосновать бурение.

С получением первых скважин надлежит производить вычисления содержания нефти и газа в пласте и выяснение вероятного механизма нефтеотдачи. Следует приложить к подсчетам коэффициент нефтеотдачи, полученный в других пластах с тождественными свойствами коллектора и жидкостей, при том же механизме нефтеотдачи. Этот коэффициент может видоизменяться в связи с теоретическими вычислениями вероятного режима пла-