Отбираемый дебит
Cтраница 2
Нефтеотдача очень проницаемых, однородных пластов с высокоактивным водонапорным режимом также может быть независима по существу от дебатов, с которыми ведется разработка. С другой стороны, многие продуктивные пласты, несомненно, реагируют на величину отбираемого дебита, и существует некий параметр MER - максимум эффективного дебита разработки, выше которого практически наступает значительное снижение конечной нефтеотдачи. [16]
При заводнении нефтяных пластов установившееся состояние развивается фактически к тому моменту, когда весь продуктивный пласт затоплен водой. Большая часть процесса заводнения происходит в неустановившемся состоянии благодаря тому, что расход воды при нагнетании намного превосходит отбираемые дебиты, и вода заполняет дренированную часть пласта, вытесняя перед собою фронт нефти. После прорыва воды в эксплуатационную скважину вслед за вытеснением фронта нефти по данному пласту водонефтяные факторы начинают быстро возрастать. [17]
При вторичных же методах с нагнетанием воды или газа в пласты наблюдается некоторое восстановление пластового давления. Это особенно заметно при нагнетании воды в пласт, когда заводнение проводится в большом масштабе и количество нагнетаемой воды превосходит отбираемый дебит. [18]
В правой части даны фронты нагнетаемой жидкости. На каждом из них указаны доля жирного газа в отбираемом дебите, общего вытесненного жирного газа и расход сквозного потока, деленный на количество газа, первоначально содержавшегося в пласте. [19]
 |
Схема полосообраз-ного пласта для расчета фильтрации газа по уравнению. [20] |
Для оценки точности приближенных формул (3.243), (3.251), (3.252) необходимо получить стационарный режим фильтрации. Для этого на контурах пласта ( см. рис. 3.54) создается условие, обеспечивающее стационарность процесса фильтрации. Это условие требует закачки газа на контурах полосообраз-ного пласта с суммарным дебитом, равным отбираемому дебиту из горизонтальной скважины. Закачка и отбор газа учитываются в уравнении (3.253) через источники и стоки, входящие в Q Для получения численного решения полосообразный пласт покрывался неравномерной блочно-центрированной разностной сеткой. Причем для получения более точного и подробного решения задачи вблизи скважины, где наблюдается наиболее сильное искривление линий тока, размеры сетки уменьшались вплоть до диаметра скважины для блока, где данная скважина расположена. [21]
Проницаемость для нефти kH также имеет широкий интервал колебаний. Ее значение для известных нефтяных подземных резервуаров колеблется примерно в 1000 раз. При нерегулируемом отборе нефти коэффициент подвижности ( & н / Мн) влияет одинаково на отбираемый дебит и скорость гравитационного дренирования. [22]
Проницаемость для нефти kK также имеет широкий интервал колебаний. Ее значение для известных нефтяных подземных резервуаров колеблется примерно в 1000 раз. При нерегулируемом отборе нефти коэффициент подвижности ( Лв / / н) влияет одинаково на отбираемый дебит и скорость гравитационного дренирования. [23]
Пластовые давления и суммарные дебиты жидкости часто показывают при забрасывании таких месторождений лишь незначительное снижение по сравнению с соответствующими значениями, наблюдаемыми до заметного появления воды в скважинах. Однако на первоначальном этапе разработки пласта с водонапорным режимом обстановка может быть обратной. Если пластовая нефть недонасышена газом, то давление в пласте вначале падает с очень большой скоростью без учета расширения пластовой жидкости, пока поступление воды из водоносного резервуара, вызванное этим снижением давления, не становится сравнимым с отбираемым дебитом нефти ( фиг. Даже когда в анализе учитывается расширение пластовой жидкости, падение пластового давления все же превышает аналогичную скорость для пласта с режимом растворенного газа на значительной части раннего этапа разработки залежи. В последнем случае возникновение фазы свободного газа при падении пластового давления ниже точки насыщения немедленно приводит к замещению отборов газовой фазой, что способствует уменьшению падения давления. Более того, скорость падения давления в пласте с полным замещением нефти водой связана с отбираемыми дебитами. [24]
Пластовые давления и суммарные дебиты жидкости часто показывают при забрасывании таких месторождений лишь незначительное снижение по сравнению с соответствующими значениями, наблюдаемыми до заметного появления воды в скважинах. Однако на первоначальном этапе разработки пласта с водонапорным режимом обстановка может быть обратной. Если пластовая нефть недонасышена газом, то давление в пласте вначале падает с очень большой скоростью без учета расширения пластовой жидкости, пока поступление воды из водоносного резервуара, вызванное этим снижением давления, не становится сравнимым с отбираемым дебитом нефти ( фиг. Даже когда в анализе учитывается расширение пластовой жидкости, падение пластового давления все же превышает аналогичную скорость для пласта с режимом растворенного газа на значительной части раннего этапа разработки залежи. В последнем случае возникновение фазы свободного газа при падении пластового давления ниже точки насыщения немедленно приводит к замещению отборов газовой фазой, что способствует уменьшению падения давления. Более того, скорость падения давления в пласте с полным замещением нефти водой связана с отбираемыми дебитами. [25]
Страницы: 1 2