Cтраница 3
При этом резко уменьшается послойная неоднородность нефтяных пластов. [31]
В качестве других показателей послойной неоднородности нередко применяют также коэффициенты вариации проницаемости образцов пород-коллекторов в скважинах V0 и по всему объему пласта FOM. Коэффициент V0 отражает микронеоднородность или неоднородность на уровне слоев, поэтому может быть использован как соответствующий показатель для сопоставления разрезов скважин. Параметр FOM отражает степень объемной микронеоднородности пласта и, как правило, почти в 2 раза превышает Vc. Наибольший эффект от этого мероприятия может быть достигнут для турнейских залежей месторождений западного склона, вероятно, вследствие резкого различия фильтрационной характеристики кизеловских-черепетских и упинско-малевских пород-коллекторов к которым она приурочена. [32]
Предлагаемая формула соответствует модели послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов. Понятно, что реальные пласты значительно сложнее этой слоистой модели. [33]
Для математического статистического описания зональной и послойной неоднородности по проницаемости и скорости вытеснения нефти разрабатываемых нефтяных пластов используется функция гамма-распределения. Эта функция обладает большой универсальностью, у нее показатель неоднородности - квадрат коэффициента вариации изменяется в предельно широком диапазоне от нуля до бесконечности. Обоснованность применения такой функции распределения была подтверждена большим объемом фактического материала по большому числу разрабатываемых нефтяных месторождений. Эта функция удобна для выполнения различных математических операций. А конкретная кривая из множества кривых функции гамма-распределения выделяется по численному значению показателя неоднородности - квадрата коэффициента вариации. [34]
Талинское месторождение - у него очень высокая зональная и послойная неоднородность продуктивных пластов по коллекторским свойствам; нефть маловязкая, но с высоким газосодержанием; высокое давление насыщения, близкое к начальному пластовому давлению; резкое снижение коэффициентов продуктивности скважин по нефти при снижении их забойного давления ниже давления насыщения; фактическая возможность такого самопроизвольного снижения забойного давления при фонтанной эксплуатации при неудовлетворительном контроле и недостаточном штуцировании фонтанирующих добывающих скважин. [35]
Эта доля зависит: от послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов; от геометрической неравномерности вытеснения нефти, наблюдаемой в пределах однородного слоя, поскольку вытеснение нефти идет от точечных источников ( нагнетательных скважин) к точечным стокам ( добывающим скважинам) по линиям тока различной длины от самых коротких главных до самых длинных нейтральных линий тока, заметно или значительно отличающихся по длине; от зональной неоднородности пластов по проницаемости, если добывающие скважины являются стягивающими и фронты вытесняющей воды к ним подходят с разных сторон от разных нагнетательных скважин. [36]
Однако предлагаемый путь расчета коэффициента послойной неоднородности на большинстве нефтяных месторождений весьма затруднителен из-за небольшого объема исследований скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. Послойная неоднородность с учетом этой работы оценивается с использованием комплексного геофизического параметра асп рп, наиболее тесно связанного с проницаемостью. [37]
Известен способ уменьшения отрицательного влияния послойной неоднородности пластов. [38]
Тем не менее различные оценки послойной неоднородности пласта и резко различные представления о пространственных масштабах действия двухфазности могут приводить к существенно различным результатам и заметным ошибкам в расчетах. [39]
Процесс очень сильно зависит от послойной неоднородности нефтяного пласта по проницаемости. На рис. 1.15 - 1 показан переход от фактического почти хаотического изменения проницаемости по слоям к упорядоченному изменению проницаемости, которое математически описывается функцией распределения. Показана самая простая функция равномерного распределения. В расчетах процесса используется гораздо более сложной - и более универсальная функция распределения. На рис. 1.15 - 2 схематично показан для функции равномерного распределения проницаемости сам процесс вытеснения нефти газом, а газа водой. [40]
Примерно, когда стали учитывать послойную неоднородность пластов по проницаемости, А.П. Крылов предложил коэффициент нефтеотдачи представлять в виде произведения двух коэффициентов: Kw Квыт - Kmf, Квыг - коэффициента вытеснения, определяемого на образцах породы пласта в лабораторных условиях и Кохв - коэффициента охвата вытеснением. Идея этого предложения понятна; чтобы отделить, влияние микронеоднородности от влияния макронеоднородности. Эта идея фундаментальная, подтверждаемая в физике и математике и на практике в жизни. К сожалению, эта идея непонятна многим создателям и пользователям математических моделей разработки нефтяных месторождений, где процесс микроуровня ошибочно перенесен на макроуровень. [41]
Указанный метод прежде всего учитывает зональную, послойную неоднородность и прерывистость пласта, а также изменение в процессе разработки гидродинамических параметров пласта, забойного давления фонтанирующих скважин по мере обводнения их продукции и самой системы скважины в связи с отключением из работы отдельных обводнившихся скважин и переносом нагнетания. [42]
В методике ТатНИПИнефти наряду с послойной неоднородностью выделяется зональная неоднородность по проницаемости. Принимается непоршневое вытеснение нефти водой. Дебит рядов скважин рассчитывается по средней проницаемости с внесением поправок на зональную неоднородность. Забойное давление в скважинах для фонтанного периода эксплуатации принимается с учето и роста обводненности продукции. По мере увеличения обводненности забойное давление возрастает. [43]
В методике ТатНИПИнефти наряду с послойной неоднородностью выделяется зональная неоднородность по проницаемости. Принимается непоршневое вытеснение нефти водой. Дебит рядов скважин рассчитывается по средней проницаемости с внесением поправок на зональную неоднородность. Забойное давление в скважинах для фонтанного периода эксплуатации принимается с учетом роста обводненности продукции. По мере увеличения обводненности забойное давление возрастает. [44]
Величина F у пластов с низкой послойной неоднородностью равна 1 028 - 1 222, у пластов со средней послойной неоднородностью равна 1 564 - 1 939, у пластов с высокой послойной неоднородностью равна 2 400 - 3 005 и у пластов с очень высокой послойной неоднородностью равна 8 237 и выше. [45]