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

исключением одной, с Сп меньше 1,0 была внесена поправка на среднеисчисленное насыщение свободным газом в 11,5%. Для к было взято 51% от измеренной проницаемости. Давления у скважин во время испытаний были выше или близки к начальной точке насыщения. Поэтому влиянием фазы свободного газа пренебрегли.

Сплошная линия на [ 11 1рЩД

фиг. 90 определяется уравнением

Сп = 0,0006

Пунктирная линия нанесена согласно уравнению 5.5 (3), с rjrc = 4,000. В пределах экспериментальных ошибок наблюденные коэффициенты продуктивности отличаются примерно в 1,4 раза от коэффициентов, полученных на основе анализа кернов и констант жидкостей [уравнение 5.5 (3)]. Разницу можно объяснить тем, что не было внесено поправки от влияния связанной воды на к.

Исследование 141 скважины в Калифорнии на 14 промыслах показало совершенно иные результаты. В этих скважинах мощность песка колебалась от 3,9 до 200 ж; проницаемость от Ю 1до 8500 миллидарси; плотность нефти от 0,976 до 0,804 г/см: вязкость пластовой нефти от 0,096 до 1,040 сантипуаза; коэффициент пластового объема жидкости от 1,03 до 1,77; пластовое давление от 5,2 до 330 ат; газовый фактор от 2,6 до 260 м/м. Полученные данные приведены, на фиг. 91. Ординаты представлены удельными коэффициентами продуктивности, умноженными на /лр (1§Ге/Гс)/9,4, для Ге1Гс = = 2000 и на коэффициент (1-В), дающий поправку на содержание воды в нефти, где В выражает водную часть всей жидкости. Согласно уравнению 5.5(3) теоретически ординаты

должны равняться 10~ А: (в миллидарси), если бы отсутствовал множитель (1-В). На фиг. 91 прямая линия дает это идеальное теоретическое предсказание, уменьшенное в 1,073 раза.

/1роница8л*осп1(з, миллидарси.

Фиг. 91. Изменение удельных козффицкектоз продуктиЕИОСти в гависимости от проницаемости для нефтяных промыслов в Калифорнии.

«, 5 - вязкость и коэффициент пластового объема нефти; В - содержание воды в отбираемом дебите в %, Прямая линия - теоретическое изменение удельного коэффициента продуктивности, умноженное на коэффициент 1,073 iU,.

(1 - В).

Среднее отклонение данных на фиг. 91 от прямой линии дается множителем 31; в 14 случаях теоретическая прямая линия выше наблюденной в 64 раза. Такие большие расхождения нельзя объяснить лишь многофазным характером системы течения или ростом сопротивления притоку через перфорированные обсадные трубы по сравнению со вскрытием пласта открытым забоем. При особых обстоятельствах эти факторы могли бы вызвать суммарное снижение Сп в 20 раз. Однако наличие подобных случаев не составляет обш.его правила. Если бы главной причиной были заиливание забоя и плохая практика освоения скважин, следовало бы ожидать еще более ошибочного распределения данных. Несмотря на разброс данных на фиг. 91, они проявляют определенную тенденцию, указанную кривой.

Основным фактором, который может объяснить и, очевидно, объясняет низкие значения коэффициента продз/ктивности, является влияние связанной воды на проницаемость многих продуктивных пластов в Калифорнии. Многие из этих пластов обладают проницае1Мостью однофазной жидкости для воды ниже,, мем для воздуха. Разница обусловлена реакцией глин и цементирующего вещества в породе на присутствие воды. В некоторых случаях было обнаружено, что проницаемость даже для еоленой воды была меньше 1% проницаемости для воздуха. При таких условиях использование величины проницаемости, измеренной для воздуха, в формулах представляет фиктивное основание для сравкекия с наблюденными данными для Сп. Специальные испытания над глинистыми песками в Калифорнии показывают, что колонки, содержащие пресную воду, обладают эффективной прокицаемсстью для нефти порядка Vio проницаемости для воздуха. Поэтому можно считать, что большая часть расхождений с измеренными Сп была бы исключена, если бы при сравнениях использовалась проницаемость для нефти в присутствии связанной или соленой воды. Если бы за абсолютную проницаемость была принята проницаемость для пластовой воды, а также были бы учтены насыщение свободным газом и влияние перфорации обсадных труб на приток, резуль-аты могли быть иными.

Расхождение между идеализированными предположениями и наблюдаемыми коэффициентами продуктивности с понижением проницаемости также не имеет еще окончательного объяснения. Однако это расхождение можно объяснить, предположив, что относительное содержание глины или глинистого материала встречается больше в плотных, чем в несцементированных песках.

Калифорнийские данные (фиг. 91) выражают довольно опре-деленное согласие между наблюденными коэффициентами продуктивности и проницаемостью для воздуха. Необходимо все же отметить, что это согласие чисто эмпирическое. Разобранные >анее наблюдения по другим нефтепромысловым районам показывают, что нельзя переносить корреляцию такого типа из

одного района в другой, где характер продуктивных пластов может сильно отличаться. Разумеется, если будет найдено, что калифорнийские данные удовлетворяют простой теоретической зависимости, с использованием соответствующей проницаемости для жидкостей, то общее основание для определения коэффициента продуктивности станет определенно возможным.

Наконец, необходимо остановиться на изменении коэффициентов продуктивности во времени. При течении в среде однофазной жидкости коэффициент продуктивности должен быть постоянной величиной для скважины. Этого можно ожидать в естественных продуктивных пластах, где насыщение нефтью и вязкость ее сохраняются постоянными. Это может иметь место в водонапорных системах, где пластовое давление поддерживается выше точки насыщения, или в пластах, дренирующихся за счет энергии газа, процессы которых стабилизировались в результате естественного или искусственного поддержания давления и сохранения насыщения. Когда «режим растворенного газа» играет значительную роль в механизме нефтеотдачи, коэффициент продуктивности падает с убыванием насыщения нефти газом и ростом ее вязкости, в результате выделения газа из раствора. В этом случае коэффициент продуктивности может снизиться даже в 10 раз в течение процесса истощения залежи.

Убывание коэффициента продуктивности отражает скорость и степень истощения части пласта, дренируемой соответствующей скважиной. Кроме этих медленных колебаний, наблюдаются быстрые переходы в связи с любыми изменениями в работе скважины: изменение давления или текущего дебита. Если коэффициенты продуктивности высчитываются из данных давления и отбора нефти, полученных в течение таких неустановившихся периодов, полученные величины также меняются со временем. Характер и длительность этих переходов зависят от предыдущей эксплуатации или состояния системы, непосредственно перед изменением режима работы скважины, характера изменения текущего дебита или давления на забое скважины, сжимаемости потока жидкости внутри породы и проницаемости пласта. Количественное истолкование этих переходов чрезвычайно затруднено. Для практического применения измерения коэффициент продуктивности следует проводить лишь после того, как условия в скважине установились и появилось по крайней мере некоторое подобие установившегося движения.

Однако существует один тип переходного состояния, который можно проанализировать в идеальных условиях для получения эквивалента установившегося коэффициента продуктивности. Это - нарастание давления в скважине после ее закрытия. Если в течение этого периода приток жидкости в скважине имеет характер предположительно установившегося однофазного течения, можно написать следующие уравнения:

Q = c(p;-,);c = -, (2)