Cтраница 1
Показатель неравномерности вытеснения нефти ( V2 - квадрат коэффициента вариации) и коэффициент различия физических свойств ц0, установленные по небольшой представительной группе обводнившихся скважин, могут быть применены по всем остальным проектным скважинам месторождения. [1]
Это: показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, взаимно связывающий начальные извлекаемые запасы нефти и начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости; коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, позволяющий от начальных извлекаемых запасов реальной весовой жидкости перейти к начальным извлекаемым запасам расчетной жидкости и обратно, от дебитов и накопленных отборов реальной весовой жидкости перейти к деби-там и накопленным отборам расчетной жидкости и обратно. Переход от весовой жидкости к расчетной и обратно от расчетной к весовой позволяет вынести за скобки влияние различия физических свойств нефти и жидкости и радикально облегчить основные расчеты. [2]
Уменьшить V2 - показатель неравномерности вытеснения нефти можно многими путями: проектированием более равномерной сетки скважин, повышением качества бурения и эксплуатации скважин, применением циклического заводнения, чтобы устранить влияние межпластовой и межслойной неоднородности по проницаемости; изоляцией с помощью металлических пласто-перекрывателей и химических реагентов отдельных пластов и обособленных слоев, достигших предельной обводненности. [3]
Далее рассмотрим более детально порядок определения по добывающим скважинам, достигшим высокой обводненности, показателя неравномерности вытеснения нефти водой ( показателя расчетной послойной неоднородности по проницаемости эксплуатируемых пластов) и показателя различия физических свойств нефти и вытесняющей воды. [4]
На втором этапе проектирования разработки нефтяной залежи коэффициенты продуктивности и гидропроводности должны быть определены по всем пробуренным скважинам, а показатель неравномерности вытеснения нефти агентом и показатель различия физических свойств нефти и агента могут быть определены по закономерности обводнения первых обводнившихся добывающих скважин. [5]
На нефтяных залежах крупных и крупнейших размеров целесообразно проведение скоростных экспериментов по испытанию эффективности проектируемой технологии и одновременно по определению фактических величин показателя неравномерности вытеснения нефти агентом и показателя различия физических свойств нефти и агента. [6]
Надо ценить прямые интегральные данные, каковыми, по существу, являются дебиты нефти и воды, забойные и пластовые давления по скважинам, коэффициенты продуктивности скважин по нефти, накопленные отборы нефти и воды отдельно по скважинам, по участкам и в целом по эксплуатационным объектам, особо выделяя по скважинам накопленные отборы нефти за начальный безводный период, и потенциально возможные накопленные отборы нефти за водный период при линейной экстраполяции, которые необходимы для определения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды ( интегрально учитывающего соотношение подвижностей и плотностей воды и нефти в пластовых условиях), показателя неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину и расчетной начальной обводненности в долях дебита нефти. [7]
С этой целью строится график текущего дебита нефти и жидкости в зависимости от накопленного отбора нефти, причем дебиты нефти и жидкости ( в тоннах в сутки) в пересчете на постоянную депрессию - постоянную разность пластового и забойного давлений. По этому графику можно определить показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и, возможно, начальную обводненность, связанную с водонефтяной зоной ( ВНЗ) и начальной негерметичностью скважины. По таким графикам, построенным для представительной группы обводненных добывающих скважин, легко можно получить усредненный график, соответствующий в целом всей залежи. Главное, что эти графики, выраженные в относительных безразмерных величинах, показывают однообразие, выявляют устойчивую закономерность. [8]
Группа из 75 скважин позволяет определить с удовлетворительной точностью все уже упомянутые параметры, кроме одного - размера отдельной зоны. Именно этот параметр - линейный размер зоны, или шаг хаотической изменяемости, позволяет установить дополнительная группа из 77 скважин, кроме того, она позволяет ускоренно испытать проектируемую технологию извлечения нефти из нефтяных пластов, а по фактической работе нагнетательных и добывающих скважин установить ряд важных параметров ( соотношение подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти, коэффициент различия физических свойств нефти и воды, расчетную начальную долю посторонней воды, показатель неравномерности вытеснения нефти водой) и даже оценить величину коэффициента вытеснения нефти водой в пределе при достаточно большой прокачке воды. [9]
На первом этапе проектирования разработки нефтяной залежи используют значения коэффициентов продуктивности и гид-ропроводности нефтяных пластов, установленные по данным кратковременной эксплуатации разведочных скважин. При этом коэффициент различия физических свойств нефти и агента определяют расчетным путем по данным лабораторных исследований образцов нефти и образцов породы нефтяных пластов. Расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов ( показатель неравномерности вытеснения нефти агентом) определяют с учетом фактического геологического строения пластов по аналогии с другими давно эксплуатируемыми нефтяными залежами. [10]
Таким образом, функция распределения ( конкретно, функция гамма-распределения) математически описывает движение вытесняющего агента на добывающую скважину. Для функции гамма-распределения были рассчитаны подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти. В таблицах даны величины в зависимости от х - нормированной проницаемости последнего промытого элементарного слоя ( промытого вытесняющим агентом) и от V2 - показателя неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающую скважину. [11]
По отдельной добывающей скважине строят график зависимости коэффициента продуктивности по нефти в начальный безводный период и в последующий водный период ( после начала обводнения добывающей скважины) по нефти и воде от накопленного отбора нефти. Полученный график заменяют двумя прямолинейными отрезками: первый - параллельный оси накопленных отборов, второй - наклонный к оси накопленных отборов. По этому графику определяют накопленный отбор нефти за начальный безводный период и конечный накопленный отбор нефти. По соотношению конечного и начального безводного накопленных отборов нефти определяют показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину. [12]
Таким путем по каждой добывающей скважине определяются: начальный максимальный ( амплитудный) дебит и начальные запасы нефти. К этому обязательно необходимо добавить параметры общей неравномерности вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину и различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях. Проектные значения забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин уже были учтены при расчете общих дебитов ячеек скважин. С учетом этих интегральных параметров ( амплитудного дебита, начальных извлекаемых запасов нефти, показателя неравномерности вытеснения нефти агентом и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента) по каждой добывающей скважине рассчитывается динамика добычи нефти и вытесняющего агента. [13]