Cтраница 2
Теоретическая модель неоднородного пласта, параметры которой определяются по реальным нефтяным пластам, является фундаментом современной теории разработки нефтяных месторождений, одновременно учитывающей все существенные факторы ( геологические, гидродинамические, технологические, технические и экономические) и оптимизирующей процесс извлечения запасов нефти. [16]
Специально проведенными исследованиями было установлено вполне удовлетворительное соответствие предложенной модели реальным нефтяным пластам. [17]
Можно назвать много причин, но в итоге главной обобщенной причиной будет несоответствие моделей по признаку изменяемости коллекторских свойств реальным нефтяным пластам. [18]
В последние годы все больше исследователей ( наиболее последовательные из них И.П.Попов и С.О.Денк) указывают на необходимость серьезного переосмысления физических основ фильтрационно-емкостной модели реальных нефтяных пластов перового типа. Особенно характерно это явление для низкопроницаемых коллекторов. [19]
Модель зонально неоднородного нефтяного пласта возникла гораздо позже, чем модель однородного пласта; и возникла она на основе практического опыта моделирования на сеточном электроинтеграторе реальных нефтяных пластов давно разрабатываемых нефтяных месторождений, разбуренных достаточно густой сеткой скважин. Первоначально зоны соответствовали участкам скважин; и границы таких участков проходили посредине между скважинами. [20]
Точные аналитические решения задачи о потенциальном течении жидкости оказываются весьма полезными при построении приближенных методов расчета совместной фильтрации нефти и воды, которая происходит в реальных нефтяных пластах в процессе разработки нефтяных месторождений. Кроме того, получение аналитических решений задачи о фильтрации жидкости очень важно для оценки точности численных методов определения параметра фильтрационного потока, в частности, методов конечных разностей и конечных элементов. Заметим также, что решение задачи о потенциальном течении жидкости к системе скважин в настоящее время входит как составная часть в постановку и решение большинства оптимизационных задач. [21]
Это означает, что для соблюдения критериев nt и nD при выбранном масштабе расстояний скорость фильтрации в модели может быть в 10 раз больше скоростей в реальном нефтяном пласте. [22]
Необходимо учитывать, что скорости фильтрации и градиенты давления в модели не должны слишком сильно отличаться ( по характеристикам подобия) от значений этих величин в условиях реальных нефтяных пластов. [23]
Результаты многочисленных экспериментов по изучению фильтрации взаиморастворимых жидкостей различной вязкости не дают полного представления о динамике процесса и, что самое главное, не позволяют непосредственно использовать эти результаты для проектирования процесса вытеснения нефти растворителями или оторочками растворителей из реальных нефтяных пластов. [24]
В обычном бытующем понимании ненефтяников модель - это что-то вполне определенное и неизменное: сначала создают такую вполне определенную ( детерминированную) модель, а затем ее используют; причем во времени ( при проектировании и при последующем осуществлении процесса разработки) модель нефтяного пласта во всех своих точках остается неизменной, и сравнение модели с реальным нефтяным пластом не обнаруживает заметных ( тем более резких и значительных) отклонений. Важно отметить, что такая модель базируется на полном достоверном знании; она может быть некоторым упрощением уже известного реального нефтяного пласта, но отклонения небольшие и наперед известные. [25]
Измерения проницаемости горных пород основываются на допущениях, что жидкость, проходящая через образец породы, однородна, течение ее ламинарно, и протекающая жидкость не реагирует с пористой средой. С точки зрения реального нефтяного пласта серьезное ограничение, налагаемое первым условием, является в настоящее время общепризнанным и будет подробно рассмотрено в главе 4 и последующих разделах книги. Хотя систем со строго однородной жидкостью в естественных подземных нефтяных резервуарах встретить нельзя, но измерение проницаемости для однородной жидкости дает удобную и полезную основу для сравнения при изучении проницаемости систем с многофазным течением. [26]
Нефтевытесняющая эффективность полисилоксанов проявляется еще выше на неоднородных моделях пласта с охлажденной прискважинной зоной. Такие модели наиболее достоверно отображают реальный нефтяной пласт на поздней стадии разработки месторождений Западной Сибири и позволяют оценить возможности реагента. [27]
В предыдущих главах физические свойства пористых сред определены относительно однофазной системы. Такие простые системы редко встречаются в реальных нефтяных пластах, которые обычно содержат две и даже три фазы. При наличии в норовом пространстве только одной фазы имеется только одна категория сил, характеризующих взаимодействие между породой и этой фазой. Если пористая среда содержит более одной фазы, то в ней действуют по меньшей мере три категории сил, проявляющихся в виде капиллярного давления и смачиваемости. Поэтому для более полной классификации свойств нефтяных пластов приведенные выше основные определения следует несколько уточнить и дополнить новыми, например такими, как капиллярное давление, относительная проницаемость и смачиваемость. Ниже будут рассмотрены методы измерения и практического применения таких характеристик. [28]
Однако в действительности в процессе нагнетания воды и перемещения фронта вытесняющей жидкости изопотенциальные линии непрерывно меняются, а отношение подвижностей редко учитывается при расчетах. Следовательно, коэффициент охвата по площади при заводнении реального нефтяного пласта может быть совсем другим, чем следовало ожидать по данным исследований в упрощенной постановке, принимая отношение подвижностей равным единице. [29]
Здесь были представлены формулы, позволяющие определить относительное увеличение дебита нефти у горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами. Важно, что с помощью этих формул можно учесть многослойность реальных нефтяных пластов, наличие у пластов общей и эффективной толщин, представление эффективной толщины в пределах общей толщины многими проницаемыми нефтяными слоями, отделенными друг от друга непроницаемыми прослоями довольно большой неэффективной толщины. Эти формулы позволяют рассчитать общий дебит нефти системы добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин. [30]