Cтраница 3
Расчет технологических показателей разработки выделенных объектов эксплуатации проведен по методике двухфазной фильтрации для плоской модели. Метод расчета учитывает неоднородность коллекторских свойств пласта по площади ( пористость, проницаемость и толщина пласта являются функциями координат х, у), различие вязкостен нефти и воды, расположение скважин и произвольность геометрии внешнего контура, а также забойные давления нагнетательных и добывающих скважин. [31]
В соответствии с этой формулой строят график зависимости q - удельного дебита нефти на пробуренную скважину от Q - накопленного отбора нефти, на этом графике выделяют прямолинейные отрезки ( периоды стабильной эксплуатации), которые экстраполируют до пересечения с осью абсцисс, где определяют Qo - действительно введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти, и до пересечения с осью ординат, где определяют ql - фактический амплитудный дебит на пробуренную скважину. Этот амплитудный дебит ql может изменяться во времени в связи с изменением, как уже было отмечено, величины Ф - функции относительной производительности скважины, в связи с разбуриванием менее продуктивных участков нефтяной залежи и в связи с засорением нефтяных пластов и снижением коэффициента продуктивности скважин и, конечно, в связи с изменением ( - РСВ-РС) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Кстати, все эти изменения контролируемые, и их можно подтвердить или отвергнуть по фактическим данным разработки залежи. [32]
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. [33]
На крупной залежи высоковязкой нефти с большой нефтяной площадью основным видом заводнения является внутриконтурное. Из-за высокой вязкости нефти и низкой вязкости закачиваемой воды пластовое давление оказывается близким к забойному давлению нагнетательных скважин. Дебит нефти прямо пропорционален разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Увеличение давления нагнетания увеличивает эту разность давлений и тем самым увеличивает дебит. Но увеличение давления нагнетания увеличивает пластовое давление - увеличивает превышение текущего пластового давления над первоначальным - увеличивает отток нефти во внешнюю водоносную область. [34]
Этот коэффициент является результатом влияния микронеоднородности пористой среды ( пространственной сети поровых каналов) и действия капиллярных сил на фоне этой микронеоднородности на контакте нефти и вытесняющего агента. Капиллярные силы создают гигантские градиенты капиллярного давления, которые действуют стремительно и почти хаотически, поскольку почти хаотической является неоднородность поровых каналов; они замыкают и захороняют остаточную нефть. Градиенты капиллярного давления несравнимо велики против градиентов, создаваемых ( Рсн - Рсз) - разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [35]
Неполнота ее вытеснения в микрообъеме пласта связана с различием физических свойств нефти и вытесняющего агента - наличием капиллярных сил на контакте нефти и агента и микронеоднородностью пористой среды, и не ограничена объемом прокачиваемого агента. Капиллярные силы на тех расстояниях, на которых они действуют, создают колоссальные градиенты давления, намного превосходящие градиенты за счет изменения забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [36]
Есть микронеоднородность, мезонеоднородность и макронеоднородность по проницаемости. И на уровне микронеоднородности действуют силы, которые уже не действуют на уровне макронеоднородности, их действие завершилось на уровне микронеоднородности. Такими господствующими силами являются капиллярные силы, капиллярные давления и гигантские градиенты капиллярного давления, которые действуют на короткие расстояния и на этих расстояниях во много-много раз превосходят гидродинамические градиенты давления, создаваемые за счет разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Капиллярные силы возникают, потому что нефть и вытесняющая вода взаимонерастворимы, на контакте нефти и воды действуют силы смачивания; капиллярные силы обратно пропорциональны радиусу поровых каналов, в мельчайших поровых каналах достигают значительной величины; в условиях микронеоднородности пористой породы гигантские градиенты капиллярного давления создают гипернестационарный скоротечный локальный фильтрационный процесс, в результате которого вытесняющая вода захороняет остаточную нефть. Поэтому в лабораторных условиях на образцах породы при достаточно большом числе образцов и достаточно большой прокачке вытесняющей воды можно определить коэффициент вытеснения нефти водой в целом для всего нефтяного пласта, содержащего много участков и много скважин. [37]
Начальное пластовое давление в пределах нефтяной залежи и в законтурной водоносной области равно Рпл0 200 ат. Забойное давление добывающих скважин равно давлению насыщения нефти газом Рс Рнас 100 ат. Забойное давление гидроразрыва пласта равно 200 - 2 4 480 ат. Забойное давление нагнетательных скважин равно Рсн 440 ат. Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин равна Рсн - Рс 440 - 100 340 ат. [38]
Влияние неоднородности пластов по продуктивности обнаруживается после бурения проектных скважин и начала разработки нефтяных залежей. В 10 случаях из 100 фактическая добыча нефти будет меньше проектной, в 90 случаях из 100 фактическая добыча может быть больше проектной. Что проектируется в каждом проекте. Итак, при осуществлении проекта - при соблюдении системы и технологии обязательно не соблюдается проектная добыча: в 10 случаях из 100 фактическая добыча меньше проектной, а в 90 случаях из 100 фактическая добыча больше проектной, а если фактическая добыча будет равна проектной, то не будет соблюдаться запроектированная технология, придется по сравнению с проектной уменьшать фактическую разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Раньше при проектировании и осуществлении разработки нефтяных залежей с пластами высокой продуктивности так и делали - за счет уменьшения разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин обеспечивали 100 % - ную надежность и долговременную стабильность проектной добычи нефти. [39]
Влияние неоднородности пластов по продуктивности обнаруживается после бурения проектных скважин и начала разработки нефтяных залежей. В 10 случаях из 100 фактическая добыча нефти будет меньше проектной, в 90 случаях из 100 фактическая добыча может быть больше проектной. Что проектируется в каждом проекте. Итак, при осуществлении проекта - при соблюдении системы и технологии обязательно не соблюдается проектная добыча: в 10 случаях из 100 фактическая добыча меньше проектной, а в 90 случаях из 100 фактическая добыча больше проектной, а если фактическая добыча будет равна проектной, то не будет соблюдаться запроектированная технология, придется по сравнению с проектной уменьшать фактическую разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Раньше при проектировании и осуществлении разработки нефтяных залежей с пластами высокой продуктивности так и делали - за счет уменьшения разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин обеспечивали 100 % - ную надежность и долговременную стабильность проектной добычи нефти. [40]