Cтраница 4
С увеличением давления нагнетания до 15 МПа ( 0.6 - 0.7 горного) отношение средней проницаемости неработающих пластов к средней проницаемости исследованных ( Кпр / Knf Cp ] ( рис. 5.1, г), а также к максимальной величине проницаемости коллектора в данной скважине ( Knpi / Knpmax ] снижается незначительно. В интервале давлений 15 - 25 МПа ( 0.7 - 0.9 горного) происходит их заметное уменьшение, далее эти значения снова стабилизируются. Такой характер рассматриваемых зависимостей объясняется тем, что именно в интервале давления нагнетания 15 - 25 МПа происходит вовлечение в разработку менее проницаемых коллекторов. Диапазон их неоднородности по проницаемости в составе объекта расширяется. Так, если при давлении закачки менее 15 МПа пласты проницаемостью менее 0.5 - 0.6 максимальной проницаемости в объекте при совместной закачке воду не принимают, то при повышении давления нагнетания до 25 МПа это соотношение снижается примерно до 0.2, т.е. диапазон неоднородности работающих пластов расширяется от 0.5 - 1.0 до 0.2 - 1.0 Knpi / Knp max - Пласты с проницаемостью 20 - 25 % и ниже максимальной величины проницаемости в объекте при совместной закачке с высокопроницаемыми воду не принимают и при дальнейшем повышении давления нагнетания. Средняя проницаемость оставшихся неосвоенными 20 - 25 % перфорированных пластов равняется 0.11 - 0.16 мкм2, что составляет 36 - 42 % средней проницаемости принимающих воду на этих режимах работы коллекторов. Практическая ценность этих зависимостей заключается в том, что они позволяют определить диапазон неоднородности пластов по проницаемости, которые могут быть включены в один объект для совместной закачки при тех или иных давлениях нагнетания. [46]
Большое значение для практики представляет изучение движения газожидкостных смесей в наклонных трубопроводах. Это связано с тем, что во многих случаях трубопроводы прокладывают в условиях холмистой местности с частым чередованием восходящих и нисходящих участков. Другой важный объект исследования - наклонно-направленные скважины, широкое распространение которых связано с необходимостью использования кустового бурения в условиях северных месторождений и при разработке коллекторов с морских оснований. Течение многофазной среды в наклонных трубах объединяет все многообразие явлений, присущих горизонтальному и вертикальному потокам. [47]
При помощи последовательных замеров дебита и построения кривых дебит - давление установлено, что по мере отбора дебит газа при соответственно равных разностях квадратов давления увеличивается. Этот факт зарегистрирован на всех месторождениях Куйбышевской, Оренбургской областей и Западной Украины и по всем скважинам, которые изучали. Аналогичные результаты получены и при обследовании отдельных скважин Северо-Ставропольско - Пелагиадинского газового месторождения. Если по некоторым скважинам Дашавского месторождения Украины увеличение дебита газа можно объяснить за счет разработки коллектора вследствие выноса песка, то для скважин Куйбышевско-Бугурусланского газоносного района и для скважин других месторождений Украины, где не наблюдается выноса породы, такое предположение не применимо. [48]
Рассмотрим характер вовлечения в разработку неоднородных пластов при различном соотношении их проницаемости в зависимости от давления нагнетания. С увеличением давления нагнетания до 15 МПа ( 0 6 - 0 7 горного) отношение средней проницаемости неработающих пластов к средней проницаемости исследованных ( k ( / kcp) ( см. рис. 32, б кривая /), а также к максимальной величине проницаемости коллектора в данной скважине ( ki / kmax) ( кривая 2) снижается незначительно. В интервале давлений 15 - 25 МПа ( 0 7 - 0 9 горного) происходит заметное их уменьшение, далее опять их значения стабилизируются. Такой характер рассматриваемых зависимостей объясняется тем, что именно в интервале давления нагнетания 15 - 25 МПа происходит вовлечение в разработку менее проницаемых коллекторов. Диапазон их неоднородности по проницаемости в составе объекта расширяется. Пласты проницаемостью 20 - 25 % и ниже максимальной величины проницаемости в объекте при совместной закачке с высокопроницаемыми воду не принимают и при дальнейшем повышении давления нагнетания. Средняя проницаемость оставшихся неосвоенными 20 - 25 % перфорированных пластов равняется 0 11 - 0 16 мкм2, что составляет 36 - 42 % средней проницаемости принимающих воду на этих режимах работы коллекторов. Практическая ценность этих зависимостей заключается в том, что они позволяют определить диапазон неоднородности пластов по проницаемости, которые могут быть включены в один объект для совместной закачки при тех или иных давлениях нагнетания. [49]
Там скорости фильтрации невелики и капиллярные силы значительны. Под влиянием этих сил вода перетекает в малопроницаемые слои и водогазовое отношение в высокопроницаемых слоях уменьшается. Чтобы предотвратить возникающее при этом снижение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых слоев, рекомендуется при нагнетании смеси увеличивать ее водогазовое отношение по сравнению с оптимальным значением этого параметра для однородного пласта. Заметим, что описанному эффекту следует уделять особое внимание при разработке слоисто-неоднородных коллекторов с наличием значительной гидродинамической связи между слоями. [50]
При вскрыпш нефтяной оторочки газонефтяного месторождения происходит прорыв газа через перфорированный нефтенасыщенный интервал. Обычно при этом образуются три зоны: зона фильтрации только газа, зона фильтрации газа и нефти и зона фильтрации только нефти. При известной насыщенности зон газом и нефтью, используя имеющиеся экспериментальные пли аналитические зависимости между насыщенностью пор газом и нефтью и фазовой проницаемостью, можно вычислить фазовые проницаемости для газа и нефти. При проектггровании разработки желательно иметь величины фазовых проницаемостей, определенных экспериментально. Но, как показывает опыт проектирования разработки газонефтяных месторождений, как правило, заказчик не располагает такими данными. Получить начальные параметры в условиях разработки неустойчивых коллекторов практически невозможно, поэтому следует пользоваться аналитическими методами определения фазовых проницаемостей по известным нефтегазонасыщенностям пористой среды. [51]