Cтраница 1
Реальные продуктивные пласты неоднородны по коллекторским свойствам. [1]
Реальные продуктивные пласты неоднородны по коллекторским свойствам. Это означает, что коэффициенты проницаемости k, упруго-емкости пласта р ( р тЗж - f pc), где т - коэффициент пористости, рж. [2]
Обычно реальные продуктивные пласты состоят из отдельных слоев с различной проницаемостью. Проницаемость пласта меняется и по площади месторождения. Причем размеры участков, имеющих различие в проницаемостях, соизмеримы с расстояниями между скважинами. Макронеоднородность пласта приводит к неравномерному вытеснению нефти водой как по разрезу продуктивного пласта, так и по площади. Вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, по малопроницаемым пропласткам продолжается процесс вытеснения нефти водой. В продукции скважин появляется вода, содержание которой увеличивается по мере подхода воды по малопроницаемым пропласткам и, наконец, достигает уровня, когда скважину эксплуатировать дальше экономически не выгодно. В этот момент эксплуатация скважины прекращается, хотя и не по всем пропласткам нефть еще вытеснена. [3]
Вое реальные продуктивные пласты являются в той или иной мере неоднородными. В связи с этим возникает вопрос о. Для сравнительной оценки неоднородности в первом приближении выделяют понятия степени и характера неоднородности. [4]
Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. [5]
На практике реальный продуктивный пласт, как правило, схематизируют некоторой правильной геометрической фигурой, для которой в рамках подземной гидромеханики получено решение задачи о притоке жидкости к скважине. В связи с этим вопрос о влиянии на дебит горизонтальной скважины формы пласта, его геометрических размеров и условий на его границах представляет существенный практический интерес. [6]
Для большинства реальных продуктивных пластов этот вид неоднородности типичен. [7]
В настоящее время неоднородность реальных продуктивных пластов характеризуется только по проницаемости и иногда по пористости. Для полного же изучения процесса заводнения нефтеносных пластов совершенно необходимо иметь количественную характеристику неоднородности внутренней структуры реальной пористой среды. Поэтому желательно массовое исследование микронеоднородности продуктивных пластов с тем, чтобы по крайней мере для основных крупных нефтяных месторождений получить представительные распределения размеров пор ( поровых каналов) и изучить характер смачиваемости пластов, фазовые характеристики и пр. [8]
Указывалось, что для проведения гидродинамических расчетов реальные продуктивные пласты идеализируются: форма их принимается геометрически правильной, а сами пласты условно считают однородными по основным геолого-физическим характеристикам. Указанное упрощение не мешает достаточно правильно определять такие основные показатели разработки, как срок отбора основных запасов нефти, дебит нефти по залежи на различных этапах разработки, средние дебиты скважин ( особенно в начальный период), изменение пластового давления и средних забойных давлений. Однако для качественного определения других весьма важных показателей ( полнота извлечения нефти - нефтеотдача, добыча попутной воды, диапазон изменения дебитов отдельных скважин) необходим определенный минимум сведений о степени неоднородности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. С помощью специальных электроинтеграторов, а также аналитических методов с применением современных вычислительных машин можно предсказывать ход процесса разработки в неоднородных пластах, основные свойства которых изменяются от точки к точке. Однако эти методы могут дать качественные результаты лишь при наличии достоверных исходных данных, достаточно полно характеризующих детали геологического строения в виде подробных карт изменения основных геолого-физических параметров. Когда такие карты могут быть построены, то указанные методы успешно применяются. К сожалению, это возможно, как правило, лишь для решения задач анализа процесса разработки и его регулирования, когда основной фонд скважин уже пробурен и находится в эксплуатации. На стадии же проектирования разработки детали строения пласта и изменения основных параметров, особенно проницаемости пласта, по площади и по вертикальному разрезу обычно выявлены быть не могут. На этой стадии невозможно указать конкретные значения мощности, проницаемости, пористости для любой точки пласта, так как на протяжении прямой, соединяющей две соседние скважины, указанные параметры пласта могут неоднократно изменяться. В результате интерполяция значений параметров между соседними скважинами не отражает фактической картины их изменения на этом участке. [9]
Аналогичный смысл имеют и гидродинамические исследования / реальных продуктивных пластов. [10]
Они обусловлены сложностью и многообразием геологических условий реальных продуктивных пластов и систем. [11]
Имеющиеся промысловые исследования указывают на наличие в реальных продуктивных пластах зон слияния ( окон перетока), которые существенно влияют на процессы разработки нефтяных месторождений. [12]
На основе многочисленных и разнообразных исследований капиллярных процессов от отдельных поровых каналов до реальных продуктивных пластов можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде под действием внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий, по-видимому, невозможно. Следовательно, и механизм и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными и нерегулируемыми. Наиболее доступно для воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях, очевидно, изменение давления и скорости фильтрации, которые поддаются регулированию при разработке нефтяных залежей. Можно определить, какое состояние этих внешних факторов - установившееся или неустановившееся - благоприятствует проявлению капиллярных процессов при заводнении. [13]
На основе многочисленных и разнообразных исследований капиллярных процессов в отдельных поровых каналах и реальных продуктивных пластах можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде за счет внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий затруднительно. Вместе с тем доказано, что этот вид движения нефти и воды в пористой среде обусловливается не только природными физико-геологическими свойствами системы нефть-вода-порода, но и внешними факторами - величиной давления, скоростью фильтрации, температурой и. Следовательно, и механизм, и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными, нерегулируемыми. Наиболее доступным средством воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях является регулирование таких факторов, как давление и скорость фильтрации, которые поддаются изменению обычными промысловыми средствами. С этой точки зрения можно определить, какое состояние этих внешних факторов в пластах - установившееся или неуста - повившееся, благоприятствует проявлению капиллярных процес-сг сов при их заводнении. [14]
Естественно, отмеченный далеко не полный перечень исследований не охватывает всего многообразия форм и видов неоднородности реальных продуктивных пластов. В частности, в расчетах процесса заводнения реальных нефтеносных пластов пока еще не учитываются неоднородность их внутренней структуры пористой среды и зависимость неоднородности пластов от направления потоков и характера фильтрации жидкости. Не учитывается также возможный обмен жидкостью между различно проницаемыми слоями при заводнении за счет капиллярных сил и другие особенности процесса. [15]