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

для постоянной величины вскрытия пласта и значений с. Видно, это Е непрерывно уменьшается с ростом а; для а > 3,5, Е меняется обратно пропорционально а.

При постоянных 1мощн0сти продуктивного шрнзонта и соотношения проницаемостей «эффективность вытеснения» пропорциональна уплотнению скважин при а> 3,5. Пунктирные кривые на фиг. 155 указывают влияние безразмерного радиуса скважины с. Этот эффект незначителен и исчезает почти полностью при 25% вскрытии пласта или меньше, но эффечтив-

ность вытеснения возрастает с уменьшением q или радиуса скважины, если считать, что /гпосто-янно.

Низкие значения эффективности вытеснения, указанные на фиг. 155, для больших значений а, оправдывают с самого начала учет возможной анизотропии продуктивного пласта. Так, при строго изотропном песчанике

а представляло бы отношение расстояния между скважинами к мощности продуктивного коллектора. Если бы последняя равнялась 7,5 3. расстояние между скважинами 200 м

(4 га на скважину), то а равнялось" бы 26,6. Отсю-

W 20 30 4 50 60 70 80 90 fOO всирттив пласта,, 0

Фиг. 156. Расчетные кривые изменения эффективности вытеснения для пластов с напором подошвенной воды в зависимости от величины вскрытия последних и постоянных значениях безразмерного параметра размещения скважин а. Безразмерный радиус скважины ~ 0,001.

да при условии, что скважина лишь вскрыла нефтяную зону и f = 1,6, Е составляло бы 0,0023. Таким образом, меньше 74% ог 30 га/ж продуктивного горизонта, теоретически дренируемого каждой скважиной, вымывалось бы к моменту, когда поднимающаяся поверхность раздела вода - нефть достигнет забоя скважин. Если пористость коллектора была бы 25%, а к. п. д. микроскопического вытеснения нефти составлял 60 %, то до появления воды Б скважине было бы извлечено только 107 нластовой нефти.

Таким образом, для объяснения причин извлечения тысяч куб. метров безводной нефти под напором подошвенной воды из скважин, не расположенных непосредственно над глинистыми прослойками в продуктивном горизонте, необходимо учесть анизотропность последнего.

Кривые «эффективность вытеснения» с глубиной вскрытия

продуктивного пласта для постоянных значений а приведены на фиг. 156. Изменение Е c\fa, что пропорционально плотности

скважин при мощности пласта и соотношении проницаемости постояннной, изображено на фиг. 157.

Численное значение общей добычи безводной нефти на скважину дано выражением

0,3 О

где /5-коэффициент объема пластовой нефти, а h выражено

в м. Если значение а, соответствующее h, кн/кг и расстоянию между скважинами, превышает 3,5, то F можно определить из кривых на фиг. 154. Видно, что извлечение безводной нефти на скважину в этом интервале не зависит от абсолютного расстояния между скважинами и пропорционально отношению проницаемости по горизонтали к проницаемости по вертикали, а также кубу мощности нефтяного горизонта.

Согласно фиг. 155 и 156 абсолютный предел «эффективности вытеснения» даже при условии, что поверхность раздела вода - нефть поднимается строго горизонтально, как при нулевом размещении

скважин (а = 0), соответствует лишь затоплению части продуктивного горизонта ниже забоя скважины. Чтобы сравнить поведение скважин с различной степенью вскрытия до появления в них воды, удобнее изобразить «эффективность вытеснения» частью нефтенасыщенной зоны под забоем скважины. Тогда «эффективность вытеснения» для последнего случая относится к Е как

1 - 2х

так что полное затопление продуктивного горизонта, не вскрытого забоем скважины, ко времени прорыва воды представляет 100% указанной эффективности вытеснения [уравнение (7) . Фиг. 158 перечерчена с фиг. 155 для Е.

Расхождение кривых на фиг. 158 показывает, что Е уменьшается с углублением скважины при больших вскрытиях про-

Фиг. 157. Расчетные кривые эффективности вытеснения Е в зависимости от величины, обратной квадрату безразмерного размещения скважин а, для постоянных значений вскрытия пласта, помещенных на графике. Прерывистые отрезки показывают асимптоты Е для бесконечного уплотнения скважин.

дуктивнюш пласта, хотя эта тендепция приобретает обратное: значение при вскрытиях менее 40%.

Низкие значения добычи безводной нефти, вытекающие из уравнения (6), и эффективности вытеснения, указанной на фиг. 155-157, при условии, что продуктивный коллектор не сильно анизотропен, означают, что на большей части процесса

нефтедобычи происходит одновременный отбор из пласта нефти И; воды.

Если для расчета эффективности вытеснения применить взятые допущения и пренебречь различием между нефтенасыщенными и затопленными водой частями продуктивного горизонта, можно показать, что распределение линий тока в системе течения до и после прорыва воды, соответствующее потенциально» функции уравнения 8.14(9), будет

4 6 в ш п \ „ \

sin tmz sin плх

Фиг. 158. Расчетные кривые изменения эффективности вытеснения £ [уравнение 8.15 (7)1 в зависимости от безразмерного параметра размещения скважин. Обозначения взяты из фиг. 155.

нечет

где у -действительная функция

течения, а ip - эквивалентный вид, более удобный для численного приложения. Можно легко проверить, что уравнение (8) удовлетворяет физическим требованиям для функции течения, а именно

оно исчезает при 2 = 0 и =к, а при =0, г> х и

принимает значение общего расхода, данное уравнением 8.14(11), исключая член др.

Типичный ряд функций течения, высчитанных при помощи уравнения (8), нанесен на фиг. 159 для скважины с 50% вскрытием прис = 0,001 и а = 4/1/л: (0,73 га на скважину).

Функции течения связаны с потенциальными функ-

циями Ф в системе цилиндрических координат для анизотропной среды уравнениями

дф dtp

(9J.

причем время, взятое для частицы жидксх;ти, которая достигает