Насыщенность - коллектор
Cтраница 1
 |
Схемы расположения скважин при внутриконтурном нагнетании. [1] |
Насыщенность коллектора вытесняющей фазой ( водой) в области двухфазного течения приближенно аппроксимируется степенной функцией. Насыщенность на фронте вытеснения ( скачке насыщенности) определяется графоаналитическим методом. [2]
 |
Изменение во времени продуктивности скважины по газу. [3] |
Насыщенность коллектора жидкостью в области жидкостного вала на момент окончания обработки значительно больше критических значений. При отборе газоконденсатной смеси из скважины жидкостный вал начинает движение к скважине. Массообмен-ные процессы между жидкостью и пластовым газом происходят с частичным испарением углеводородов из жидкости в проходящий пластовый газ. Однако при рассматриваемых термобарических условиях пласта и объемах жидкости в вале при движении вала не происходит полного его размазывания, и он остается подвижным. При депрессии на скважине 3 0 МПа вал перемещается со скоростью около 2 - Ю 5 м / с и уже через три недели после обработки достигает скважины. [4]
Нефте ( газо) насыщенность коллекторов трещинного тина близка к единице ( 0 9 - 0 95) и в настоящее время трудноопределима. В связи со слабой изученностью проблемы таких коллекторов в целом подсчет запасов в них на всех стадиях осуществляется на основе карты изопахит и с учетом средних значений параметров по залежи, рассчитанных как средние арифметические по скважинам. При этом трещиноиатость и нефте ( газо) насыщенность учитываются коэффициентом эффективной пустотности бцуст. [5]
Нефте ( газо) насыщенность коллекторов трещинного типа близка к единице ( 0 9 - 0 95) и в настоящее время трудноопределима. В связи со слабой изученностью проблемы таких коллекторов в целом подсчет запасов в них на всех стадиях осуществляется на основе карты изопахит и с учетом средних значений параметров по залежи, рассчитанных как средние арифметические по скважинам. При этом трещиноватость и нефте ( газо) насыщенность учитываются коэффициентом эффективной пустотности бпуст. [6]
Очевидно, что сумма насыщенностей коллектора содержащимися в нем фазами равна единице. [7]
 |
Кривые изменения насыщенности.| Кривые изменения продуктивности. [8] |
Некоторое отличие в характере распределения насыщенности коллектора конденсатом при относительно небольших размерах зоны повышенной проницаемости от описанных в работе [6] вариантов расчетов наблюдается из-за различия в термобарических условиях и значений соотношения проницаемости. После обработки призабойной зоны скважины сухим газом насыщенность ее конденсатом значительно уменьшается. Несколько более высокая насыщенность коллектора конденсатом отмечается на границе разнопроницаемых зон, т.е. там, где насыщенность коллектора конденсатом до обработки была наиболее высокой. Эксплуатация скважины после ее обработки вызывает повторное накопление конденсата у забоя скважины, но в более узкой зоне, чем до обработки скважины. Повторное накопление ретроградного конденсата уменьшает продуктивность скважины до значений, в 1 25 - 1 3 раза превышающих ее продуктивность до обработки. В процессе последующей эксплуатации продуктивность скважины понижается до значений, в 1 25 - 1 3 раза превосходящих начальное ( до обработки) значения. [9]
Некоторое отличие в характере распределения насыщенности коллектора конденсатом при относительно небольших размерах зоны повышенной проницаемости от описанных в работе [6] вариантов расчетов наблюдается из-за различия в термобарических условиях и значений соотношения проницаемости. После обработки призабой-ной зоны скважины сухим газом насыщенность ее конденсатом значительно уменьшается. Несколько более высокая насыщенность коллектора конденсатом отмечается на границе разнопроницаемых зон, т.е. там, где насыщенность коллектора конденсатом до обработки была наиболее высокой. [10]
Ввиду того, что методы измерения насыщенности коллекторов, особенно связанной водой, недостаточно надежны, рекомендуется применять при колонковом бурении промывочный раствор на нефтяной основе. Исходя из предположения, что в процессе добычи нефти связанная вода остается неподвижной, Рассел ( 1940) считает мало вероятной возможность вытеснения нефтью воды, содержащейся в породе, при выбуривании кернов с применением нефти. Однако в истощенных пластах, где предполагается проведение вторичной добычи, колонковое бурение с применением нефти в качестве промывочной жидкости не обеспечивает получения кернов с нефтенасыщенностью, соответствующей пластовой, если к промывочной жидкости не будет добавлен необходимый индикатор. [11]
Влияние вида фазовых проницаемостей на динамику профиля насыщенности коллектора после обработки скважины пропаном прослеживания по рис. 5.53, на котором представлено изменение во времени профиля насыщенности после обработки в расчетных вариантах ЗЖ-6Ж. Характерно для этих расчетных вариантов ( как и для вариантов 1Ж - 2Ж) образование в результате обработки жидкостного вала на некотором удалении от скважины. Несколько большие значения насыщенности в жидкостном вале для варианта 5Ж объясняются большим количеством закачанного в скважину пропана. В зоне радиусом до 10 м от скважины конденсатонасыщенность коллектора в результате воздействия уменьшается до значений, равных нулю. Таким образом, нагнетание растворителей позволяет удалить конденсат из зоны, наиболее подверженной накоплению ретроградной жидкости. [12]
Более значительное влияние оказывают фазовые проницаемости на динамику насыщенности коллектора в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Так, динамика профиля насыщенности в вариантах со слабой зависимостью фазовых проницаемостей от давления ( варианты ЗЖ и 4Ж) и вариантах с независимыми от давления фазовыми проницаемостями ( варианты 1Ж и 2Ж) очень схожа. Для вариантов 1Ж, 2Ж и 4Ж, в которых фазовые проницаемости не зависят ( или практически не зависят) от давления, перемещение жидкостного вала к скважине определяется испарением и переносом углеводородов в газовой фазе. В варианте ЗЖ, в котором фазовые проницаемости в большей мере зависят от давления, перемещение жидкостной зоны обусловливается уже не только переносом компонентов в газовой фазе, но и фильтрацией жидкости. [13]
Более значительное влияние оказывают фазовые проницаемости на динамику насыщенности коллектора в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Так, динамика профиля насыщенности в вариантах со слабой зависимостью фазовых проницаемостей от давления ( варианты ЗЖ и 4Ж) и вариантах с независимыми от давления фазовыми проницаемостями ( варианты 1Ж и 2Ж) очень схожа. Для вариантов 1Ж, 2Ж и 4Ж, в которых фазовые проницаемости не зависят ( или практически не зависят) от давления, перемещение жидкостного вала к скважине определяется испарением и переносом углеводородов в газовой фазе. В варианте ЗЖ, в котором фазовые проницаемости в большей мере зависят от давления, перемещение жидкостной зоны обусловливается уже не только переносом компонентов в газовой фазе, но и фильтрацией жидкости. [14]
Повторное накопление конденсата в период эксплуатации скважины несколько повышает насыщенность коллектора в обработанной зоне пласта. При этом максимальное накопление жидкости ( до максимальной насыщенности около 0 24 - 0 25) происходит на границе высокопроницаемого элемента. Значительно меньше изменяется насыщенность при закачке газа в пласте выше и ниже высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после обработки возрастает в 1 7 раза, но затем понижается до значений, в 1 4 раза превышающих начальное до обработки. За пределами этого элемента насыщенность жидкостью быстро снижается до средних по пласту значений. Последующее накопление конденсата повышает насыщенность коллектора с максимальными значениями до 0 14 - 0 15 -у скважины и 0 21 - 0 22 - на границе высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после длительной ее эксплуатации устанавливалась в 1 1 раза выше, чем начальное ее значение. [15]
Страницы: 1 2 3 4