Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 246
Скачиваний: 1
На номограмме (см. рис. 1.3) координата точки с найденными значениями Рг и Р? соответствует области гамма-распределения. Параметры распределения
определим |
по формулам (1.20) и (1.21). |
Средняя проницаемость (по данным |
||||
табл. |
1.2) составит М (k) = 0,25 мкм2, а стандартное отклонение |
|||||
<т (£) = |
|
|
п |
= |
0,19 мкм2. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Тогда |
|
|
|
|
|
|
а |
Г M(k) |
12 |
— 1= 0,73; |
|
|
|
|
; |
о (k) |
J |
|
|
|
М(АО = 0,14.
а+ 1
Теоретические функции ср (г) при у-распределении, рассчитанные по формуле (1.18) и установленным значениям а и р, приведены в последней графе табл. 1.2. Значения накопленных вероятностей частоты попаданий вычислены для правых границ интервалов проницаемости по таблицам неполной у-функции с использо ванием интерполяции. Из этих данных следует, что с определенной точностью распределение проницаемости соответствует у-распределению.
§ 3. ОБЪЕМНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ПОРОД
Непостоянство объемной геометрии продуктивных коллекторов обычно характеризуется показателями, отображающими расчлененность пласта на от дельные прослои непроницаемыми отложениями и изменение объемной харак теристики каждого проницаемого пропластка по площади залежи. К таким по казателям относятся коэффициенты расчлененности, песчанистости, макро неоднородности, коэффициент распространенности коллектора, коэффициент сложности площадных границ коллектор-неколлектор, коэффициенты распро
странения коллектора, степени связанности пластов и |
др. [28]. |
К о э ф ф и ц и е н т ы р а с ч л е н е н н о с т и |
/Ср — отношение числа |
проницаемых прослоев П[ продуктивного пласта, суммированного по всем сква жинам, к общему числу скважин N,
Кр —^ ± - * Jr'N ■ |
(1.30) |
Строгая методика расчета /Ср не установлена [28]. Имеющиеся в литературе дан ные иногда относятся ко всему горизонту, а в других случаях к его нефтенасы щенной части. Расхождения в результатах расчета /Ср связаны с трудностями выделения и идентификации продуктивных прослоев.
В. С. Мелик-Пашаев в качестве меры расчлененности пластов рекомендует использовать энтропию по числу прослоев
ff(A,)= 23 hi In hi, |
(1.31) |
1=1 |
|
где hi — доля толщины, приходящейся на /-й проницаемый слой в общей эффек тивной толщине горизонта.
Энтропия горизонта по расчлененности характеризует строение пласта точ нее и более обоснованно, чем коэффициент /Ср, так как се величина учитывает одновременно неоднородность по расчлененности п соотношение относительных
14
толщин прослоев. Для монолитного пласта Н (h) = |
0, что соответствует /Ср = |
= 1. При одинаковом числе прослоев в различных |
пластах энтропия больше |
в том из них, в котором толщины пропластков близки друг к другу. С увеличе нием толщины одного из них энтропия горизонта по расчлененности уменьшается.
К о э ф ф и ц и е н т п е с ч а н и с т о с т и Ки — отношение суммарной'1 эффективной толщины всех проницаемых пластов ИЭф во всех скважинах к общей
суммарной толщине пласта J] Hi в этих скважинах,
Ки |
|
i |
(1.32) |
|
" Ц я Г |
||||
|
|
|||
ИЛИ |
V-мI, |
|
|
|
Ки |
|
(1.33) |
||
V |
’ |
|||
|
|
|||
где Кэф — объем эффективной части продуктивного горизонта; V — общий объем горизонта.
К о э ф ф и ц и е н т м а к р о н е о д н о р о д н о с т и /См одновременно учитывает расчлененность и песчанистость продуктивных горизонтов,
KM= 4 f |
-JT-. |
(1-34) |
Н |
Ки |
|
где Н — средняя общая толщина горизонта. |
||
Из (1.30) и |
(1.32) следует, |
что |
К |
(1.35) |
|
Е^эф
т.е. коэффициент макронеоднородности характеризуется коэффициентом рас члененности, отнесенным к единице эффективной толщины пласта.
К о э ф ф и ц и е н т |
р а с п р о с т р а н е н н о с т и |
Ks коллектора |
характеризует изменчивость продуктивных слоев по площади залежи, |
||
Ks = ^§~, |
|
(1-36) |
где Sк — площадь коллектора, на которой встречается пропласток; S — общая площадь пласта.
По данным Ю. П. Борисова и других охват пласта заводнением опреде ляется коэффициентом распространенности коллекторов, слагающимся из коэф-. фициентов распространенности Кн непрерывной части пласта, полулинз 1 Кип и линз Кл»
Ks = Ки + Кил + Кл- |
(1*37) |
К о э ф ф и ц и е н т с л о ж н о с т и г р а н и ц к о л л е к т о р а Кс характеризует степень извилистости границ распространения коллекторов,
/Cc = i p _ , |
(1.38) |
где Luu — периметр границы коллектора; L — периметр залежи.
По данным В. С. Ключарева, между Кс и Ks существует зависимость
/Сс = 6(1 — Ks)- |
(1-39) |
1 Определение понятий полулинзы, линзы —см. |
II, гл. XI |
|
(5 |
К о э ф ф и ц и е н т л и т о л о г и ч е с к о й с в я з а н н о с т и Ксв — отношение суммарной площади всех зон слияния SCu к общей иефтенасыщенной площади S0 пласта,
К св^ -% 2- . |
(1.40) |
•Ъо |
|
Для отображения неоднородности объемной геометрии многопластовых |
|
залежей (степени выклинивания пропластков) предложен |
п а р а м е т р (ко |
эф ф и ц и ен т) в ы к л и н и в а н и я |
|
/<кл = - ^ , |
(1.41) |
где Лвыкл — толщина выклинивающихся прослоев; /?0ф — эффективная толщина коллекторов горизонта в разрезе скважины.
Методы учета неоднородности строения и свойств коллекторов при проекти ровании разработки нефтяных месторождений см. ч. II, гл. XI и в [6, 24].
§ 4. ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ ПОРОД
Строгой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород' не существует. Однако в ряде случаев наблюдаются тесные корреляцион ные зависимости между этими величинами, которые можно использовать для приближенных оценок одного из параметров при известном другом. На рис. 1.4 приведены корреляционные зависимости пористости от проницаемости k терригенных и карбонатных пород некоторых месторождений СССР, установленные различными исследователями [21]. В аналитическом виде они выражаются следующими соотношениями (в скобках приведены коэффициенты корреляции г) для пород различных залежей.
Николо-Березовское, угленосные песчаники:
|
т |
= |
12,8 + |
3,661g /г (0,94). |
|
|
(1.42) |
|||
Арланское, угленосный песчаник: |
|
|
|
|
|
|||||
|
т |
= |
11,53+ 4,331g k• (0,90). |
|
|
(1.43) |
||||
т,% |
|
|
|
|
Грачевское, |
рифогенные |
извест |
|||
|
|
|
|
няки: |
|
|
|
|
||
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
т = |
11,7 + |
3,31gfc. (0,55) |
(1.44) |
|||
|
|
|
|
|
||||||
20 |
|
|
|
|
Туймазинское, девонские |
песча |
||||
|
|
|
|
|
||||||
15 |
|
|
|
|
ники: |
|
|
|
|
|
К) |
|
|
|
|
т = |
8,94 + |
4,561g k. (0,86) |
(1.45) |
||
|
|
|
|
Осташковичское, |
кавернозно-по |
|||||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
ристые карбонатные породы: |
|
||||
0 - |
0,001 0,01 |
0,1 |
1 |
10 |
т = |
6,63ft0'186. |
|
(1.46) |
||
|
|
к ,мкм1 |
|
Осташковичское, |
пористые карбо |
|||||
Рис. 1.4. Зависимость т от к. Месторожде |
||||||||||
натные породы: |
|
|
|
|||||||
ния: |
|
|
|
|
|
|
|
|||
/ —Николо-Берсзовское, угленосные пес |
т = |
6,32л0-19. |
|
(1.47) |
||||||
чаники; 2 —Арланское, угленосные пес |
|
|||||||||
чаники; 3 |
— Грачевское, рифогенные из |
|
|
|
|
|
||||
вестняки; 4 —Туймазинское, девонские пес |
Здесь k — проницаемость пород вдоль |
|||||||||
чаники; 5 —Осташковичское, кавернозно- |
||||||||||
пористые карбонатные породы; 6 —Осташ |
напластования. |
|
|
|
||||||
ковичское, |
пористые карбонатные породы |
|
|
|
||||||
16
По опытным данным ошибку при расчетах зависимости пористости от прони цаемости пород получают меньшую, чем при решении обратной задачи, что объ ясняется более узкими пределами колебаний пористости.
§ 5. КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ ВОДОНАСЫЩЕН НОСТЬЮ И КОЛЛЕКТОРСКИМИ СВОЙСТВАМИ ПОРОД
Эти зависимости используют для установления границы полной водонасыщенности нефтегазоносных пород, при подсчете запасов нефти и газа, при оценке относительных проницаемостей пород по нефти, воде и газу. По этим за висимостям можно судить о строении переходной зоны (от воды к нефти). В об щем случае эти зависимости являются функцией большого числа факторов, свя занных как со строением, составом и свойствами горных пород, так и со свой ствами и составом газожидкостных смесей. Поэтому упомянутые корреляционные связи даже для пород одного и того же класса неоднозначны. По результатам статистической обработки результатов исследований керна, отобранного при бурении с раствором на нефтяной основе, получены [21] следующие зависимости между водонасыщенностыо sB(в %) и открытой емкостью пустот т (в %) для некоторых месторождений СССР:
Речнцкое, семилукские отложения:
su = 48,19/m°'‘187. |
|
|
(1.48) |
||
Речицкое, |
воронежские отложения: |
|
|||
зв = |
157,67/т1,202 |
|
|
(1.49) |
|
Грачевское, рнфогенные отложения: |
|
||||
ав = |
2,3 + |
128,3/т (г = 0,85). |
(1.50) |
||
Туймазинское, |
пласт Д1: |
|
|
|
|
зв = |
(5,33 — 0,145т)3 |
(г = |
0,86). |
(1.51) |
|
Туймазинское, |
пласт Дц: |
|
|
|
|
ав = |
(5,37 — 0,144т)3 |
(г = |
0,93). |
(1.52) |
|
Арланское, угленосные отложения: |
|
||||
ав = |
(6,46 — 0,156т)3 |
(г = |
0,89). |
(1.53) |
|
Николо-Березовское, угленосные отложения: |
|
||||
ав = |
168,2 - 5,94т |
(г = 0,97). |
(1.54) |
||
Пелагиадинское газовое месторождение, хадумские отложения: |
|
||||
зв = |
186 — 4,52т. |
|
|
(1.55) |
|
Корреляционные зависимости между водонасыщенностыо sB и проница емостью k параллельно напластованию имеют следующий вид для пород некоторых упомянутых месторождений:
Грачевское, рнфогенные отложения:
Зв= |
11,8//е0'144 |
(г — 0,29). |
(1.56) |
Туймазинское: |
|
|
|
sB= |
81,4/й0'33 |
(г = 0,85) |
(1-57) |
Арланское, угленосные отложения: |
|
||
Зв = |
81,17 — 16,76 lg k (r= 0,75). |
П.58) |
|
Николо-Березовское, угленосные отложения; |
(1.59) |
||
зр = |
94,0 - 22,28 lg k (г = 0,96). |
||
17
§ 6. ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Смысл введения понятия относительная проницаемость заключается
втом, что горные породы одного и того же пласта при совпадении структурных
итекстурных особенностей независимо от абсолютной проницаемости обладают одинаковыми зависимостями относительных проницаемостей от насыщенности
пор газожидкостными смесями. На этом основании при расчетах многофазной фильтрации иногда используют готовые кривые фазовых проницаемостей, полу ченные для часто встречающихся классов пород (песков, песчаников, известняков и др.). Следует особо подчеркнуть, что в действительности форма таких кривых даже для одного и того же класса пород зависит от большого числа факторов. Как показано исследованиями А. Т. Горбунова, С. Г. Пугачевой и 3. К. Рябининой (ВНИИ, 1971 г.), форма их существенно влияет на результаты расче тов большей части важнейших показателей, характеризующих процесс много фазной фильтрации. На основании обработки кривых относительных проница емостей, полученных различными исследователями, предложены следующие универсальные аналитические зависимости относительных проницаемостей:
FHЫ = asl + bs%+ CSH+ d> |
-fi0) |
Fn (sH) —ог ( l —sH)3 + bi (1—s„)4 + ci (1—sn) h |
(1-61) |
где Fn (sh) и FB (sh) — относительные проницаемости для нефти и воды; sH— на сыщенность пор нефтью; я, b> с, d\ alt Ьъ съ di — коэффициенты, определя ющиеся по результатам расшифровки фактических кривых относительных про
ницаемостей.
В табл. 1.4 приведены коэффициенты для расчета относительных проница емостей по кривым различных исследователей. На рис. 1.5 приведены резуль таты расчета нефтейасыщенности s<j>на фронте вытеснения в зависимости от соот ношения вязкостей [Л нефти и воды с использованием кривых относительных проницаемостей, полученных различными исследователями. Как следует из рис. 1.4,5Фв зависимости от формы кривых относительных проницаемостей изме няется в значительных пределах. По данным А. Т. Горбунова и других, при использовании упомянутых зависимостей проницаемостей от насыщенности пор газожидкостными смесями для других пород-коллекторов ошибка в результатах
ТАБЛИЦА 1.4
КОЭФФИЦИЕНТЫ АНАЛИТИЧЕСКИХ ЗАВИСИМОСТЕЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ
Относительная проницаемость по нефти |
Кривые |
||||
а |
ь |
с |
d |
||
|
|||||
—2,868 |
3,698 |
—1,338 |
0,078 |
В. Роза |
|
0,804 |
1,473 |
—0,459 |
0,039 |
Д. А. Эфроса |
|
—1,548 |
4,069 |
—1,628 |
0,183 |
В. М. Березина |
|
1,112 |
0,839 |
—0,176 |
0,011 |
А. К- Курбанова |
|
3,640 |
—3,597 |
1,337 |
—0,194 |
Б. Кодла и Р. Слобо |
|
|
|
|
|
ды |
|
Относительная проницаемость |
по воде |
Кривые |
|||
а» |
Ьi |
ct |
di |
||
|
|||||
14,82 |
—26,306 |
15,689 |
—3,178 |
В. Роза |
|
3,629 |
—4,102 |
1,621 |
—0,206 |
Д. А. Эфроса |
|
3,897 |
-4,368 |
1,795 |
—0,264 |
В. М. Березина |
|
4,19 |
-5,536 |
2,594 |
—0,379 |
А. К. Курбанова |
|
0,264 |
—0,252 |
0,246 |
—0,043 |
Б. Кодла и |
|
|
|
|
|
Р. Слободы |
|
18