Неоднородность - проницаемость
Cтраница 2
Эксплуатационная геофизика показывает, что приток происходи по всем 40 футам перфорации, за исключением последних 5 - 6 футов. Так как неоднородность проницаемости в интервале перфорации минимальна, а профиль притока неоднороден, предполагается, что повреждение пласта сказалось на продуктивной зоне неровно. [16]
В общем балансе разведанных и разрабатываемых месторождений нефти значительное место занимают залежи, сложенные карбонатными коллекторами. Такие коллекторы характеризуются резкой неоднородностью проницаемости по толщине и глубине, что часто является главной причиной низкой продуктивности скважин на поздней стадии разработки месторождений. [17]
Сравнительные преимущества дуплетных экспериментов проявляются особенно отчетливо с ростом неоднородности проницаемости опробуемой среды, на фоне не слишком резко выраженного доминирования в ее емкости относительно слабопроницаемых элементов. Таким образом, подтверждены и детализированы ранее сделанные практические выводы о целесообразности самого широкого привления дуплетных индикаторных опытов к миграционному опробованию водоносных систем. [18]
Сопоставление полученных контуров гидродинамических ловушек с контурами замыкания структурных ловушек позволяет оценивать их удерживающую способность при фактических гидродинамических условиях. Конфигурация пьезометрической поверхности подземных вод связана с распределением проницаемости. Чем сильнее неоднородность проницаемости пород горизонта, чем меньше размеры ее элементов, тем резче и дробнее изменчивость пьезометрической поверхности и тем более частая сеть опробования нужна для ее достаточно хорошей аппроксимации. [19]
Несмотря на то, что газоносный пласт, как известно, проницаем и в значительной степени однороден, все же в величину удельного отбора газа следует вводить поправку, учитывая то обстоятельство, что процесс снижения давления может протекать более быстро в высокопроницаемых прослоях, особенно если эти прослои разделены непроницаемыми пропластками. Может оказаться, что экономический предел рентабельной добычи газа будет достигнут еще до того, как более плотные прослои будут дренированы до конечного давления. Часто это явление компенсируется неоднородностью проницаемости по площади. В очень плотных и крепких породах такой же результат может быть вследствие широко развитой трещиноватости. Поэтому расчет, основанный на допущении, что прослои различной проницаемости однородны и непрерывно протягиваются по всей залежи, приводит в большинстве случаев к слишком заниженным результатам. Однако такой расчет дает возможность определить минимальные извлекаемые запасы, тогда как расчет при допущении однородного строения пласта и непосредственное использование удельного потенциального отбора показывают максимальную величину извлекаемых запасов. [20]
Результаты приведенных расчетов показывают, что обменные микропроцессы в глинизированных нефтяных пластах, связанные с изменением минерализации закачиваемого рабочего агента, оказывают заметное влияние на механизм нефтеотдачи, поэтому учет этого фактора при выборе и проектировании технологии ( и метода) воздействия необходим. Предложенная выше модель не позволяет строго количественно оценить влияния изменения минерализации воды на нефтеотдачу в сильно неоднородных коллекторах. Технологическая эффективность заводнения в последнем случае будет существенно зависеть от соотношения пропластков, изменчивости их пористости и проницаемости, от степени неоднородности проницаемости пласта по объему. Если менее проницаемые прослои или зоны будут характеризоваться большей глинистостью ( что реально и наблюдается) или глины в этих частях обладают большей способностью к набуханию, то закачка в пласт воды, более пресной, чем пластовая, по-видимому, приведет к снижению нефтеотдачи за счет уменьшения гидропроводности в менее проницаемых зонах. Этим и объясняется установившееся мнение о глинистости как об осложняющем физико-геологическом факторе при разработке нефтяных месторождений. Однако, если менее проницаемый слой характеризуется меньшим коэффициентом глинистости ( или содержит слабонабухающую глину) или подвергаемый заводнению пласт сравнительно однороден, то переход на закачку менее минерализованной воды ( вне зависимости от времени разра ботки залежи) может привести к существенному приросту нефтеотдачи за счет выравнивания фронта вытеснения из-за набухания глин. [21]
Для пластов с волюметрическим режимом резерв продуктивного коллектора в целом должен быть установлен для любого выбранного давления, при котором прекращается разработка, с такой же точностью, что и начальный запас газа в пласте. Для газовых пластов с водонапорным режимом, кроме того, требуется рассчитать объем продуктивной зоны, затопленной краевой водой, к моменту прекращения разработки, а также среднюю остаточную газонасыщенность коллектора. Когда газовый пласт характеризуется чередованием и неоднородностью проницаемости по вертикали, трудности расчета вырастают и точность его снижается. В целом расчеты резерва ( отбора) газа в пласте будут более точны для пластов с волюметрическим режимом, чем для пластов с водонапорным режимом. Когда расчет резерва ( отбора) газа ведется на базе скважин или отдельных площадей, его точность еще более снижается вследствие перетока газа с участка на участок, что происходит равным образом в пластах с волюметрическим и с водонапорным режимом. [22]
 |
Рассчитанные коэффициенты проницаемости по скв. 14. [23] |
Переходная зона около точки пересечения практически отсутствует. Очевидно, это объясняется тем, что переходная зона между водяной и нефтяной частями пласта вначале почти отсутствовала. Затем по мере закачки появляется переходная зона в результате смешения нефти и воды или неравномерного продвижения фронта закачиваемой воды по пласту в связи с неоднородностью проницаемости пород пласта по мощности. По нашему мнению, этим, по-видимому, и объясняются неоднозначные величины коэффициентов проницаемости, рассчитанных по вторым прямолинейным участкам кривых. [24]
Выделим мысленно в фильтрационном потоке некоторый объем, ПУСТЬ для простоты это будет шар, и проследим за жидкими частицами находящимися в первоначальный момент времени в этом объеме. Говоря о частицах жидкости, очевидно следует уточнить их характерную величину. Первый из масштабов должен быть связан с микроструктурой пористой среды и иметь величину порядка характерного размера пор. Второй масштаб должен быть связан с объединением большого числа частиц микромасштаба и скорее иметь порядок масштаба неоднородности проницаемости пористой среды. [25]
По мере увеличения степени литификации пород, связанного с их погружением в области все более высоких температур и с физико-химическим и минералогическим преобразованием, поровая проницаемость их уменьшается. Вместе с тем по мере увеличения сцементированности и хрупкости пород растет их трещиноватость. Таким образом, в течение существования терригенных пород проницаемость их заметно меняется. В молодых породах распределения проницаемости совпадают с литологическими телами и носят отчетливый слоистый характер. Вызванная, чередованием литологиче-ских разностей пород наведенная ( трансверсальная) анизотропия проницаемости отдельных горизонтов и толщ, сложенных уже многими литологическими слоями, достигает нескольких порядков как для фильтрации, так и для диффузии. По мере литификации пород и развития трещин анизотропия убывает, а затем часто меняется на обратную к начальной. Характер неоднородности проницаемости меняется с синфациального, связанного с литологической стратификацией, на синтектонический, обусловленный наличием зон тектонических напряжений. Это ведет и к уменьшению гидродинамической связности в плане из-за локализации зон повышенной тре-щиноватости. Смена характера распределения проницаемости со стратифицированного на локально-неоднородный происходит и для карбонатных пород. Таким образом, по мере литификации терригенных и карбонатных пород, роста трещиноватости, появления экранирующих дизъюнктивов водоупорные свойства глинистых пород резко ослабевают, а гидродинамическая расчлененность по вертикали меняется на расчлененность в плане. [26]
Страницы: 1 2