Cтраница 3
Высокопродуктивные пласты обычно характеризуются невысокой прерывистостью и расчлененностью. При наличии плотных разделов в разрезе изменчивость проницаемости небольшая. На участках, где в процессе бурения выявлена ухудшенная продуктивность или повышенная прерывистость, метод может быть усилен за счет очагов заводнения или дополнительного разрезания на блоки меньших размеров. [31]
При обработке данных о проницаемости, полученных по большому, массиву скважин, что бывает на стадии составления проекта разработки или. С помощью таких карт появляется возможность характеризовать изменчивость проницаемости по отдельных пропласткам или участкам залежи. Кроме того, по ним можно получать приближенные средние взвешенные по площади значения проницаемости. [32]
Потоки предгорного типа формируются в конусах выноса и сухих дельтах пограничной полосы между горным сооружением и центральной частью межгорной или предгорной впадины. Для водовмещающей толщи - - рыхлых аллювиально-пролювиальных отложений четвертичного возраста мощностью до нескольких сотен метров - характерна закономерная изменчивость проницаемости, связанная с литологической зональностью и ритмичностью строения. Ритмичность обусловлена резкими изменениями климата четвертичного периода и проявляется в виде чередования в разрезе грубо - и тонкообломочных отложений. [33]
Ош ясняется это тем, что мощный диффузионный отток вещества в сравнительно однородную пористую матрицу подавляет влияние на перенос изменчивости проницаемости трещинного пространства. Ньюмена [29], где автор пренебрег молекулярной диффузией, то его интерпретацию можно считать сравнительно правдоподобной лишь в случаях чисто пористых или чисто трещиноватых пород: в первом случае изменчивость пористости несоизмерима с изменчивостью проницаемости, а во втором влияние диффузионного оттока, особенно при малых масштабах переноса, невелико. [34]
Методика должна учитывать неоднородность пласта по проницаемости, коэффициент продуктивности ( приемистости) скважин, характер работы скважин ( неодновременный ввод скважин в эксплуатацию, перевод добывающих скважин в нагнетательные, отключение обводнившихся и загазовавшихся скважин, изменение забойных давлений и дебитов нефти, жидкости, газа, коэффициента эксплуатации скважин во времени), а также особенности работы скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции на поверхность. Механизм обводнения и за-газовывания пласта и скважин зависит от условий вскрытия пласта и установленного режима работы скважин, особенно в случае водонефтяных и подгазовых зон, но главным образом определяется практически всегда наблюдаемой слоистостью пласта, а также изменчивостью проницаемости по площади. В одних случаях в зависимости от строения пласта наблюдается образование водяных и газовых конусов, а в других - послойное течение с образованием газовых и водяных языков. [35]
При изучении послойной и зональной неоднородностей указывалось, что проницаемость в любом слое и по разрезу любой скважины может изменяться как угодно. Следовательно, в объеме продуктивного пласта проницаемость пород может также меняться произвольно. Изменчивость проницаемости пород в объеме продуктивного пласта характеризует его пространственную неоднородность. [36]
Масштаб изменчивости проницаемости пластов различный - от 0 1 - 0 5 м до 5 - 500 м и более. Изменчивость проницаемости малого масштаба наблюдается при полном выносе и детальном анализе керна из пластов. Проницаемость образцов керна, удаленных в пласте друг от друга по вертикали всего на 20 - 30 см, может изменяться в 5 - 10 раз и более. По площади залежей проследить за изменением проницаемости можно по керну из разных скважин, удаленных на сотни метров друг от друга, по их продуктивности или геофизическим исследованиям. [37]
Трехрядные блоки эффективны и на пластах со средней продуктивностью и невысокой прерывистостью, а также в случае повышенной вязкости нефти. Высокопродуктивные пласты обычно характеризуются высокой прерывистостью и расчлененностью. При наличии плотных разделов в разрезе изменчивость проницаемости небольшая. На участках, где в процессе бурения выявлена ухудшенная продуктивность или повышенная прерывистость, метод может быть усилен за счет очагов заводнения или дополнительного разрезания на блоки меньших размеров. [38]
Однако при правильно установленном составе мицеллярных растворов, их хорошей вытесняющей способности эффективность извлечения остаточной нефти в общем зависит от того, с какой долей пластовой нефти вступит в контакт раствор. На извлечение этой доли остаточной нефти и можно рассчитывать, если буфер подвижности обеспечит эффективное продвижение по пласту самой оторочки мицеллярного раствора, что зависит от свойств полимерного раствора, свойств пластовой воды и неоднородности пласта. В целом, на основе накопленных знаний о методе, можно с определенной степенью приближения отметить, что в пластах с небольшой изменчивостью проницаемости ( не более чем в 4 - 6 раз) от средней при оптимальных свойствах закачиваемых мицеллярного и полимерного растворов и благоприятных свойствах пластовой воды ( предоторочки) мицеллярные растворы способны обеспечить извлечение из пластов до 50 - 60 % остаточной нефти. Это, видимо, максимально возможная технологическая эффективность вытеснения остаточной нефти мицеллярными растворами из реальных неоднородных заводненных пластов. [39]
Достаточно тривиальным является вывод о том, что во временных диапазонах: 1) t tu и 2) tu t расчетные параметры поперечной макродисперсивности ду и Ь2 не зависят от внутриблоковой диффузии. Такое поведение системы объясняется тем, что в первом случае поперечное фильтрационное рассеяние, вызванное вариациями проницаемости, не успевает себя сколь-нибудь заметно проявить, а во втором случае - временного масштаба недостаточно для ощутимого проявления диффузионного обмена. В целом, в большинстве реальных ситуаций, отвечающих длительному загрязнению пород с выраженной двойной пористостью ( п0 п) и в достаточной степени дезинтегрированных системами трещин, влияние изменчивости проницаемости на макродисперсионные свойства среды является вторичным. Этот вывод сохраняет свою силу даже для сравнительно ограниченных масштабов переноса, когда интенсивность массообмена между трещинами и пористыми блоками максимальна, хотя характер концентрационных распределений будет при этом отличаться от типично дисперсионного. [40]
На основании генетической классификации геологической неоднородности ( В. В. Стасенков и др., 1972 г.) продуктивные пачки сеноманских залежей Медвежьего и Уренгойского месторождений были отнесены ко второму типу неоднородности. Он характеризуется неповсеместным распространением продуктивных пачек по площади и частым расчленением их на ряд про-пластков, причем большая часть объема продуктивной толщи газогидродинамически представляет единое целое. В этом случае при оценке геологической неоднородности представляется целесообразным изучение и количественная оценка следующего комплекса показателей и параметров: песчанистости, расчлененности и связанности; определения комплексного параметра, учитывающего коллекторские свойства и степень неоднородности пласта; прерывистости; степени изменчивости проницаемости, пористости и эффективной толщины. [41]
Более тщательное изучение керновых, электро-и радиокаротажных диаграмм должно показать, имеются ли две или более различных по проницаемости системы в вертикальном разрезе пласта. Если же отмечены изменения по вертикали, то керновые данные следует проанализировать по площади. Для пласта А было найдено, что имеются две системы, нормальные по проницаемости. При этом изменчивость проницаемости наблюдается не по вертикали, а по площади. [42]
Методика должна учитывать неоднородность коллекторов по проницаемости. Как известно из прямых наблюдений, реальные пласты характеризуются существенной анизотропией, вытекающей из механизма осадконакопления. Наблюдаемая практически всегда слоистость существенно влияет на процесс фильтрации, особенно неоднородных жидкостей, и, безусловно, должна быть учтена при конструировании модели неоднородного пласта и расчета технологических показателей. Также должна быть учтена изменчивость проницаемости пластов по площади. [43]
Чтобы получить такую скорость фильтрации, необходимо отсутствие градиента давления, направленного вверх по восстанию, а также чтобы в пласте могли возникнуть условия свободного стенания жидкости под действием силы тяжести без прорыва газа по трещинам к эксплуатационным скважинам. Если давления вниз по падению пласта возрастают, то фильтрация нефти тормозится, хотя это явление и компенсируется частично силой пловучести, стремящейся вызвать перемещение газа вверх по структуре. При этом может возникнуть прорыв газа и местный пролет его в эксплуатационные скважины, как при обычном течении под действием газового напора, а также нарушиться равномерное понижение газонефтяного раздела. Указанное осложнение еще более усиливается благодаря изменчивости проницаемости по вертикали и неоднородности продуктивного коллектора. [44]
Необходимо отметить, что в этом отношении невозможно заранее установить местоположение линий нагнетательных скважин. Значение всех вышеперечисленных факторов, хотя, вообще говоря, и сохраняется, но в значительной мере теряет свою силу по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Это происходит потому, что изменения толщины и в особенности проницаемости пласта начинают сильнее сказываться на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности, чем на расположении нагнетательных скважин. В результате в пластах с большой степенью изменчивости проницаемости по площади роль вышеперечисленных факторов может оказаться весьма малой. Остается единственный фактор - чем ближе расположена линия нагнетания к линии отборов, тем меньше будут фильтрационные сопротивления и тем, следовательно, эффективнее будет нагнетание. Поэтому обычно нагнетательные скважины располагают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности - на расстоянии от нуля до 200 - 300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин, обеспечивая по существу только непопадание нагнетательных скважин в нефтенасыщенную часть пласта. [45]