|
10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
В пределах залежи той или иной степени изменяется характеристика коллекторов и строения продуктивных пластов. Поэтому в зависимости от задач при отображении неоднородности пластов, учитывается изменчивость какого-либо одного признака и группы геолого-физических свойств продуктивных пластов.
Приходится учитывать два вида неоднородности свойств и строения коллекторов – изменчивость проницаемости и пористости пород и объемную неоднородность их строения.
Следует подчеркнуть, что в ряде случаев при учете неоднородного строения пластов приходится сталкиваться с масштабностью ее проявления. При изучении же закономерностей стягивания конусов водоносности на залежи может потребоваться учет неоднородного строения и свойствам пластов. Установлено, что в механизме вытеснения важную роль играют процессы перераспределения газожидкостных смесей в поровом пространстве пород, происходящем под давлением капиллярных сил. Результат их проявления во многом зависит от строения пород и степени неоднородности их емкостных и фильтрационных свойств.
Познание механизма вытеснения нефти водой имеет очень большое значение для рационального регулирования разработки нефтяных залежей. По мере продвижения фронта воды гидравлическое сопротивление пласта движению жидкости изменяется, что влияет на скорость движения этого фронта.
На степень изменения гидравлического сопротивления оказывают влияние в основном два фактора: а) соотношение вязкостей нефти и воды и б) изменение фазовых проницаемостей нефти и воды в зависимости от насыщения породы нефтью и водой. Взаимодействие этих факторов приводит к тому, что в случае когда вязкость нефти во многом раз больше вязкости воды гидравлическое сопротивление зоны смеси нефти с водой становится меньше, чем гидравлическое сопротивление зоны пласта, куда вода еще не проникла. Когда же вязкость нефти близка к вязкости воды уменьшение фазовой проницаемости оказывается большим, чем уменьшение средней вязкости жидкости и гидравлическое сопротивление зоны смеси нефти с водой становится больше, чем сопротивление зоны, куда вода еще не проникла. В связи с этим при поддержании постоянного перепада давления количество добываемой из пласта жидкости во времени ожжет меняться: увеличиваться для пластов насыщенных очень вязкой нефтью и уменьшаться для пластов насыщенных маловязкой нефтью.
Под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого‑физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.
Поскольку месторождения в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит значительное число пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность целесообразно изучать по разрезу и по площади. Изучение неоднородности этих видов позволит не только охарактеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти в недрах и их выработку, но и увязать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.
При всех этих изучениях необходимо конкретизировать масштаб исследований, т. е. Они должны проводиться в региональном масштабе или на отдельном месторождении.
Кроме того при изучении геологической неоднородности весьма важно выделить генетически однородные (с точки зрения геологической истории) объекты исследования, ибо только в этом случае можно объективно оценить как степень неоднородности, так и характер изменчивости основных параметров продуктивных пластов.
В настоящее время при изучении геологической неоднородности пластов в зависимости от целей и задач исследований, стадии изученности месторождения широко применяются различные методы, которые с определенной долей условности можно объединить в три группы:
геолого‑геофизические;
лабораторно‑экспериментальные;
промыслово‑гидродинамические.
Условность такого выделения объясняется прежде всего тем, что в процессе изучения неоднородности пластов необходим комплексный анализ данных, полученных в результате исследований различными методами, однако в каждом конкретном случае полнота комплексного решения вопроса определяется возможностью применения того или иного метода и его «разрешающими» способностями. Вследствие этого характеристика неоднородности пластов, как правило, дается на основе не всех, а части методов.
В практике геолого‑промыслового изучения залежей в последнее время все шире используются приемы и методы математической статистики и теории вероятности. Однако вероятностно‑статистические методы являются не методами изучения, а в основном методами оценки степени неоднородности пластов, с помощью которых обрабатывают геолого‑промысловые данные.
Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. В настоящее время предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро‑, но и микронеоднородность пластов.
Показатели макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить на две условные группы:
показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;
показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.
Условность такого разделения заключается в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.
К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном, ниже приводится краткая характеристика названных показателей.
Do'stlaringiz bilan baham: |
