Файл: Телков, А. П. Подземная гидрогазодинамика.pdf

Ри с . 96. Схема к распределению водо- и нефтенасыщенности в переходной зоне

ранов дает такую же отметку в 1 -г- 1,5 м от зеркала воды, при этом зона двухфазного притока лежит ниже этой отметки.

Анализируя полученный материал, Б. М. Орлинский приходит к выводу, что отметка, снятая по РК, соответствует той границе в пласте, выше которой нет подвижной воды, т. е. фазовая проницае­

мость для воды K t= 0 (рис. 96). До сих пор такое утверждение остается дискуссионным. Представляет интерес проанализировать эти уровни поверхностей, т. к. это является очень важным факто­ ром при подсчете начальных и остаточных запасов и определении коэффициента нефтеотдачи.

Исходя из современной теории двухфазной фильтрации жид­ костей в пористой среде, переходную зону можно разбить на три составные части (рис. 95). Часть 1 ограничивается нижней поверх­

верхней поверхностью (2) с насыщенностью ав2, ниже которой движе­ ние нефти отсутствует (Кн " 0) и имеет место только приток воды

(К* ; " 50 + 60%). Насыщенность на данной поверхности может быть определена по известным кривым относительных фазовых про­ ницаемостей (рис. 91).

205

щенности (зсв), и поверхностью (3), выше которой движение воды

отсутствует (Кв = 0), а движется только нефть (Кн ~ 75%). На­ сыщенность водой авз на этой поверхности можно определить из графика зависимости содержания доли воды /в в продукции скважи­ ны от средней водонасыщенности пласта. Область II является зоной двухфазного притока.

Таким образом, получаем несколько поверхностей раздела. Очевидно, при подсчете текущего коэффициента нефтеотдачи надо принять за ВНК такую поверхность, которая могла бы быть оп­ ределена на какую-то дату анализа в процессе эксплуатации по большинству скважин и фиксировала бы действительно вырабо­ танную (заводненную) зону. Лучше всего такую поверхность оце­ нить методами радиометрии. При этом точность в определении ВНК будет достигнута в том случае, если замеры на дату анализа будут произведены по достаточному количеству скважин. Поскольку в действительности таких замеров очень мало, то отметку ВНК по другим скважинам приходится приводить к дате анализа, что не­

ских запасов залежи, в частности, от знания истинной насыщен­ ности коллекторов нефтью. Дело в том, что коэффициенты нефтенасыщенности определяют в основном двумя способами: 1) в ла­ бораторных условиях по кернам, как правило, отобранным на вод­ ных растворах, и 2) по удельному сопротивлению насыщенных жид­

по кернам, отобранным на безводных растворах, и не установлена сходимость результатов геофизических методов по определению нефтенасыщенности с истинным нефтенасыщением коллекторов.

Однако проведенные за последнее время исследования в нефтя­ ных районах Башкирии, Татарии и Куйбышевской области дока­ зывают возможность широкого использования данных геофизиче­ ских методов определения нефтенасыщенности пластов, а получен­ ные результаты вполне согласуются с геологическими представле­ ниями о степени нефтенасыщенности пород. При этом были выяв­ лены зоны с различной нефтенасыщенностью (Шкаповское место­ рождение, Минибаевская, Абдрахмановская и Павловская площа­ ди) и установлена закономерность распределения нефтенасыщен­ ности по площади: нефтенасыщенность убывает от повцшенной час­ ти структуры по направлению к внешнему контуру. Например, в сводовой части Шкаповского месторождения нефтенасыщенность достигает 90—-92% и падает на контуре до минимального значения, 60% . Отсюда следует важный вывод, что при определении текущего коэффициента нефтеотдачи по выработанным участкам надо ис­ пользовать среднее значение коэффициента нефтенасыщенности не по всей залежи, а по заводненным участкам. И не только необхо­

206

димо определять среднее значение нефтенасыщенности по указан­ ным участкам, но также и среднее значение коэффициентов порис­ тости и эффективной нефтенасыщенной мощности.

После тщательного изучения параметров пласта и жидкостей первоначальные запасы по залежи должны быть пересчитаны, по­ скольку в период пробной эксплуатации они определялись по дан­ ным ограниченного числа скважин. Следует также заметить, что при подсчете запасов, не зная распределения насыщенности в переходной зоне, часто не учитывают последнюю и считают запасы только по чисто нефтяной мощности. Это ведет к искусственному завышению коэффициента нефтеотдачи. Правда, при составлении проекта по данным опытной эксплуатации очень трудно составить реальное представление о переходной зоне, но в процессе эксплуата­ ции можно оценить среднюю мощность этой зоны.

При интерпретации данных радиометрии особенно важным яв­ ляется тщательное изучение возможностей конусообразования в эксплуатационных скважинах. Поскольку глубина исследований радиометрических методов небольшая (20—40 см), то получаемая информация не дает действительного положения поверхности раз­ дела «нефть — вода» в пласте, а будет давать отметку вершины конуса. Принятая таким образом отметка ВНК поведет к искус­ ственному уменьшению нефтенасыщенной мощности, а следователь­ но, и к уменьшению остаточных запасов и коэффициента нефтеот­ дачи. Впервые на этот факт («ложные ВНК») указано Султановым С. А. и Харьковым В. А., а учет явления конусообразования при определении текущего коэффициента нефтеотдачи, насколько нам известно, впервые произведен в работе [17]. Необходимо тут же заметить, что ввиду сложных процессов, происходящих в пласте, строгое решение указанной задачи вообще невозможно.

4. Установившееся движение газированной жидкости в пористой среде. Функция С. А. Христиановича

Впервые гидродинамические исследования фильтрации газиро­ ванных жидкостей были выполнены Л. С. Лейбензоном, который рассматривал газированную жидкость как некоторую смесь, харак­ теризующуюся уравнением состояния. Экспериментальные исследовав ния по определению фазовых проницаемостей для жидкости и газа впервые были выполнены Викофом и Ботсетом (1936), т. е- значи­ тельно раньше опытов Бакли — Леверетта.

Мы ограничимся рассмотрением установившегося движения газированной жидкости. Как уже упоминалось ранее, такое явле­ ние имеет место в пористой среде, когда залежь разрабатывается при пластовом давлении ниже давления насыщения. В этом случае растворенный газ выделяется из нефти и происходит движение двух фаз: нефти и свободного газа. В опытах обычно вводят в образец

207

р

l(

л

Р и с. 97. Схема экспериментальной установки для исследования фильтрации газированной жидкости

пористой среды жидкость и газ (рис. 97). Предполагается, что филь­ трация каждой из фаз подчиняется закону Дарси, т. е.

Здесь /c«(°) и К- (3) — относительные фазовые проницаемости для жидкости и газа, выражаются отношениями:

208

°/о/

Количество растворенного газа в жидкости и количество свобод­ ного газа, приведенных к атмосферным условиям, определится соответственно формулами

209

Ри с . 99. Зависимость отношения коэффициентов фазовых проницаемостей ф (a)s от насыщенности a

где б — коэффициент растворимости газа в жидкости. Опреде­ лим газовый фактор Г, который представляет собой отношение дебита газа, приведенного к атмосферным условиям, к дебиту жидкости, т. е.

210

Имея экспериментальные кривые относительных фазовых прони­ цаемостей (рис. 98), по формуле XII (35) нетрудно построить за­ висимость ф(з) (рис. 99). С помощью этой кривой и формулы XII (38) строится графическая зависимость Р*(з) (рис. 100). Затем для фик­ сированных значений а из экспериментальных кривых (рис. 98) находим К*(з), а из графика рис. 100 определяем соответствующие значения Р*(3) и строим зависимость К^(з) = К* МР*)1 = К* (р*) (рис. 101). Итак, мы пришли к однозначной зависимости от­ носительной фазовой проницаемости от некоторого фиктивного давления Р*.

211

*

к

i

Ю1i

<

Р ii с. 101. Относительная фазовая проницаемость Кж* как флнкция безразмерного давления Р*

Введем функцию Христиановича

Полный дифференциал этой функции

С учетом XII (41) закон Дарси для фильтрации жидкости XII (29) запишется в виде

212