К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов - Подземная гидравлика (1132331), страница 49
Текст из файла (страница 49)
В принципе это позволяет обнаружить в пластовых условиях проявление предельного градиента давления. й 3. ОБРАЗОВАНИЕ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН НРИ ВЫТЕСНЕНИИ ИЕФТИ ВОДОЙ Важный эффект фильтрации с предельным градиентом давления— возможность образования в пласте застойных зон„где движение жидкости или газа отсутствует. Эти зоны образуются в тех участках пласта, где градиент давления меньше предельного, Возникновение застойных зон ведет к уменьшению нефтеотдачи пластов.
На рнс. 11.7, а застойная зона 3, расположенная между двумя добывающими скважинами с равными дебитами, заштрихована. г ~ г Рис. г'т'.7. Схема образования застойных зон (8): а — между двумя добываюгдими скважинами; б — прв пятиточечиои расстаиовке скважин Ы вЂ” ивгвегатеявпая. 2 — добываюи[ая) Рассмотрим вытеснение нефти водой из пласта с пятиточечной системой расположения скважин (рис. 11.7, б), Пусть через нагнетательную скважину 7 закачивается вода, а через добывающие скважины 2 отбирается нефть. Анализ возникающего при этом двумерного течения показывает, что в зонах 8 (см.
рис. 11.7, б) скорость течения будет мала по сравнению со скоростями течения в областях, прилегающих к прямым, соединяющим нагнетательную и добывающие скважины. Поэтому эти зоны и окажутся застойными. Отношение незаштрихованных областей на рис. 11.7, б ко всей площади пятиточечной ячейки можно считать площадным коэффициентом охвата пласта заводнением. Показано, что величина застойной зоны и коэффициент охвата пласта зависят от параметра Х = с гФ(йу)-) где Я вЂ” дебит добывающей скважины; Ь вЂ” характерный размер (например, половина расстояния между соседними скважинами). Оказывается, что коэффициент охвата пласта увеличивается с увеличением параметра Х.
Вместе с тем следует отметить, что для установления чистого эффекта изменения коэффициента охвата из-за предельного градиента давления применительно к реальному месторождению необходимы дополнительные тщательные исследования, позволяющие исключить влияние ряда других причин, связанных с деформацией горных пород, неоднородностью пласта, физико-химическими явлениями и т. п.
Глава 12 ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ТРЕЩИНОВАТЫХ И ТРЕЩИНОВАТОПОРИСТЫХ СРЕДАХ й е осоьенности фильтРАции в тРещиновдтых И ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ СРЕДАХ На некоторых месторождениях наблюдаются следующие аномалии: прн бурении скважин происходит интенсивное поглощение глнннстого раствора, хотя проницаемость породы очень мала; прн работе скважин на установившихся режимах наблюдаются высокие дебиты прн очень малой проницаемости породы. Зтн н нм подобные явления говорят о том, что пласт пронизан системой сообщающнхся между собой трещин, по которым в основном н происходит приток жидкости в скважину нлн уходит глинистый раствор. Такне пласты называются трешнноватымн.
Онн распространены в Иране н Ираке, в Саудовской Аравии, США, Венгрии, Болгарии, в Советском Союзе — на Северном Кавказе (в Чечено-Ингушской АССР, в Дагестане), в Куйбышевском Поволжье, в Западной Снбири н др. Промысловые данные, а также данные исследования кернов н шлнфов свндетельствуют о том, что трещнноватые породы имеют сложную систему строения, а движение в ннх жидкости н газа отлнчается некоторыми особенностями по сравненню с движением в пористой среде.
В трещиноватой породе имеются микро- н макро- трещины, мелкие н крупные каверны, полостн; сама порода — матрнца (пространство между трещинами) может быть абсолютно непроннцаемой нлн представлять собой обычную пористую среду. Раскрытия макротрещнн имеют порядок 1 мм, а в отдельных случаях н больше, микротрещин — 1 — 100 мкм. Исходя нз того, что сопротивление движению жидкости в трещнноватых породах достаточно велнко„нсследователн считают, что макротрещнны не имеют значительной протяженности н в большинстве случаев соеднняются между собой мнкротрещннамн (которые н создают большне сопротивлення). Для понимания особенностей фильтрации жидкости н газа в трещнноватых породах рассматривают две модели пород — чисто трещнноватые н трещнновато-порнстые (рнс.
12.1). В чисто трещнноватых породах (см. рнс. 12Л, а) блоки породы, расположенные между трещинами, практически непроницаемы, движение жидкости н газа происходит только по трещинам (на рисунке показано стрелкамн), т. е. трещины являются н коллектором, н проводником жидкости к скважинам. К таким породам относятся сланцы, крнсталлнческне породы, доломиты, мергелн н некоторые известняки, Рассматривая трещнноватую породу с жидкостью как сплошную 263 Рис.
12.1. Схемы чисто трещинова. той (а) и трещиновато.пористой (б) сред: д а — трещины; 3 — пористые блоха Рис. !2.2. Модель трещиноватой среды с упооядоченной системой трещин среду, нужно за элемент породы принимать объем, содержащий большое количество блоков, и усреднение фильтрационных характеристик проводить в пределах этого элемента, т. е. масштаб должен быть гораздо большим, чем в пористой среде. Если представить себе блок в виде куба со стороной а = О,! м, то в качестве элементарного объема надо взять куб со стороной порядка 1 м. Трещиновато-пористая среда представляет собой совокупность пористых блоков, отделенных один от другого развитой системой трещин (см. рис.
12.1, б). Жидкость или газ насыщают) и проницаемые блоки, и трещины. При этом поперечные размеры трещин значительно превосходят характерные размеры пор, так что проницаемость системы трещин й, значительно больше, чем проницаемость системы пор в блоках й,.
В то же время трещины занимают гораздо меньший объем, чем поры, так что коэффициент трещиноватостн т, — отношение объема, занятого трещинами, к общему объему породы, существенно меньше пористости отдельных блоков пав. Трещиновато-пористые коллекторы — это в основном известняки, иногда песчаники, алевролиты, доломиты. Рассмотрим характеристики чисто трещиноватой породы. Трещина представляет собой узкую щель, два измерения которой во много раз больше третьего. Коэффициент трещиноватости состав- 264 лает обычно доли процента (в то время, как коэффициент пористости зернистой породы составляет 10 — 20 бб). Коэффициент трещиноватости и, так же, как и коэффициент проницаемости йо определяется густотой и раскрытием трещин.
Густотой трещин Г называется число трещин и, отнесенное к длине нормали 7., проведенной к поверхностям, образующим трещины. Для простоты представим себе модель трещиноватой среды с упорядоченной системой параллельных и равноотстоящих трещин с раскрытием 6 (рис. !2.2). Густота трещин Г = и/й, а коэффициент трещииоватостн т, = асиб/(асй) = Гб.
Если в пласте имеется две взанмноперпендикулярные системы трещин с одинаковыми густотой и раскрытием, то и, = 2Г6, если три — то т, = ЗГ6; в общем случае можно считать, что тх =8Г6, (12.1) где 8 — безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе. Движение жидкости или газа в трещине можно представить себе как движение в узкой щели между двумя параллельными плоскими стенками с расстоянием между ними 6; для такого движения справедлива формула Буссинеска, согласно которой средняя скорость движения жидкости в щели б' Ыр о= — —— 121х Фх (12.2) где р — динамический коэффициент вязкости; Ыр/йх — градиент давления.
Переходя к скорости фильтрации ш = т,о, получим т,Р Ыр и=в 12р Фх (12.3) Сопоставив формулу (12.3) с законом Дарси и используя соотношение (12.1), найдем выражение для коэффициента проницаемости трещиноватой породы. й, = т 6'/12 = 8Гбх/12. (12.4) Экспериментами установлена зависимость проницаемости трещиноватых пород от пластового давления более существенная, чем .зависимость от давления проницаемости пористых сред. Из формулы (12.4) зависимость Ах (р) можно получить следующим образом. Горное давление, которое можно считать постоянным, уравновешивается напряжениями в скелете породы и давлением жидкости в трещинах.
При снижении пластового давления увеличивается нагрузка на скелет породы и уменьшается раскрытие трещин (с ростом давления раскрытие трещин увеличивается). Если считать, что деформации в трещиноватом пласте упругие и малы по велк- 265 чине, то зависимость раскрытия трещины от давления можно счи- тать линейной: б = бо !1 — Р (Р— Р)), (12.5) где р — параметр трещиноватой среды, зависящий от упругих свойств и геометрии трещин.
Исходя из формул (12.4) и (12.5), можно записать зависимость коэффициента проницаемости А, от давления следующим образом: я) =- я1 !1 — р (Ро — Р)) (12.6) где й) — коэффициент проницаемости трещиноватой породы при давлении Ро. Как уже указывалось в гл.
3, экспериментом хорошо подтверждается экспоненциальная зависимость проницаемости от давления: Ьо — о (р — р) (12.7) а при малых изменениях давления зависимость й, (Р) можно считать линейной: я) =я! !1 — а(Ро — Р)) (12.8) где а — — Зр. При рассмотрении установившейся фильтрации в трещиноватопористом пласте обычно считают, что коэффициент проницаемости трещин й, существенно зависит от давления и определяется одной из формул (!2.6) — (12.8), а коэффициент проницаемости пористых блоков й, не зависит от давления и принимается постоянным. Соотношения для установившихся фильтрационных потоков в трещиновато-пористой среде получаются суммированием потоков в трещинах и в пористых блоках.
В трещиноватых породах, где истинное сечение потока сравнительно мало, а дебиты обычно велики, особенно вероятно отклонение от закона Дарси за счет проявления инерционных сил. При этом обычно используют двучленный закон фильтрации (1.12). Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившимся процессах. Система трещин и система пор представляют собой две среды с разными масштабами (см. рис. 12.1, б). Средний размер пор составляет 1 — 100 мкм, протяженность трещин от нескольких сантиметров ло десятков метров. Так как коэффициент пористостн блоковт, на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости т„ то болыпая часть жидкости находится в порах.
Чаще всего пористые блоки малопроницаемы (й, « я)) и жидкость, фильтруясь из них в трещины, движется в скважины в основном по трещинам, проводимость которых значительно выше, чем пористых блоков (см. рис. 12.!, б). Рассмотрим этот процесс подробнее. Пусть происходит резкое изменение давления на забое скважины. Если блоки считать непроницаемыми, то можно использовать обычную теорию упругого 266 Ч '=. мо (Ра Ра) где ао — безразмерный коэффициент, зависящий от геометрических характеристик блоков: проницаемости й„среднего размера блоков 1 и безразмерных величин, характеризующих форму блоков; ао = — айа11а. (12.9) режима, причем коэффициент пьезопроводности х = А,! Щ„т, + + )1,) р), определенный через характеристики системы трещин, может оказаться очень большим, так как й, велик, а т, мал.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
