- •Лекции по разработке нефтяных месторождений.
- •1. 2. Режимы работы нефтяных залежей
- •1.3. Режимы работы газовых месторождений
- •1. Системы и технология разработки нефтяных месторождений
- •1.1 Объект и система разработки
- •1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.
- •1.4. Технология и показатели разработки
- •1.5. Основные стадии разработки нефтяных и газовых месторождений
- •2.Классификация и характеристика систем разработки
- •2.1. Параметры, характеризующие систему разработки
- •2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
- •Системы разработки с воздействием на пласты.
- •Системы с законтурным заводнением.
- •Системы с внутриконтурным воздействием
- •Рядные системы разработки
- •2.4. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
- •3. Моделирование процессов разработки
- •Типы моделей пласта.
- •Модель однородного пласта.
- •3.2. Модели вытеснения нефти
- •3.2.1. Модель поршневого вытеснения.
- •3.2.2. Модель непоршневого вытеснения
- •4. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
- •4.1. Разработка при упругом режиме
- •3.6. Неоднородность нефтегазоносных пластов
- •Лабораторно‑экспериментальные методы
- •Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения
- •Приконтурное заводнение.
- •Изменение направлений фильтрационных потоков
- •Регулирование и контроль за разработкой нефтяных месторождений.
- •К вопросам регулирования разработки нефтяных месторождений
3.2. Модели вытеснения нефти
Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом). Различают два вида вытеснения нефти водой в пористой среде – поршневой и непоршневой. В соответствии с этим существуют модели поршневого и непоршневого вытеснения.
3.2.1. Модель поршневого вытеснения.
Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью. На рис. схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта. Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади— только вода.
Рис. 25. Модель поршневого вытеснения нефти водой. Насыщенность: 1- водой; 2 – нефтью
В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин происходит мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.
3.2.2. Модель непоршневого вытеснения
По схеме Бакли — Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения.
Рис. 26. Модель непоршневого вытеснения нефти водой. Насыщенность: 1- водой; 2 – нефтью
Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.
Распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта вытеснения таким образом, что значения водонасыщенности на фронте вытеснения Sф и на входе в пласт остаются неизменными. Таким образом, кривая распределения водонасыщенности как бы «растягивается» оставаясь подобной себе. Такое распределение водонасыщенности называется автомодельным.
При непоршневом вытеснении добыча нефти из пласта продолжается и после прорыва фронта вытеснения к концу пласта.
На практике при разработке нефтяных месторождений из добывающих скважин сначала получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста закачиваемой в пласт воды начинают вместе с нефтью добывать воду.
МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ ФИЛЬТРАЦИИ ФЛЮИДОВ В НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ
Внедрение новых технологий разработки в нефтяную промышленность проводят после того, как оно прошло изучение в лабораторных условиях. В свое время прошло эту стадию и такое широко развитое на практике воздействие на нефтяные пласты, как заводнение. За стадией лабораторного исследования следуют первые промышленные испытания процессов.
В этот период нужно количественное представление о технологии, т.е. создание моделей.
Весь процесс разработки нефтяных месторождений описывается системами дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Расчеты, проводимые на основе моделей, называют методиками расчета.
Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки основаны на использовании двух законов природы: закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на специальных законах фильтрации.
Закон сохранения вещества в моделях разработки записывается в виде дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в целом в пласте. В последнем случае метод расчета получил название метода материального баланса.
Закон сохранения энергии используют в моделях разработки в виде дифференциального уравнения сохранения энергии движущихся в пластах веществ.
Основным законом фильтрации однородной жидкости или газа является закон Дарси, т.е. скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давления.
, где
V – скорость фильтрации жидкости, м/сек;
k - коэффициент проницаемости, м2;
µ - вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;
- градиент давления в рассматриваемой точкех.
В случае фильтрации неоднородной жидкости, например, нефть и вода справедлив закон 2х фазной фильтрации. Тогда формула записывается в следующем виде:
,
где υн, υв – вектор скорости фильтрации соответственно нефти и воды;
kн (S), kв (S) – относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности S;
Рн, Рв – давление для нефти и воды.
Вспомним, что относительная проницаемость пористой среды это отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной.
Фазовая это проницаемость пород для данной жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем.
Абсолютная проницаемость это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы.
Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемость для различных фаз зависит от нефте-газонасыщенности породы
Если часть пор занята какой либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.
График относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды имеет вид, представленный на рисунке. На оси абсцисс отмечены 2 характерные точки Sсв. и S*
Sсв.- это связанная вода, которой содержится в породе около 20%. Относительная проницаемость для нее в данной точке будет равняться 0, несмотря на то, что она в пласте присутствует, но добыть ее мы не можем, так как она раздроблена, находится в тупиковых зонах.
Если в породах содержится 30% связанной воды, то относительная проницаемость для нефти уменьшается в 2 раза. Поэтому необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.
Из рисунка видно, что в точка S* при водонасыщенности 80%, относительная проницаемость для нефти равна 0, хотя нефть в пласте имеется. При вытеснении нефти водой остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, так как нефть прочно удерживается в породе капиллярными силами, диспергирована и также находится в тупиковых зонах.
Аналогичные зависимости имеются и для трехфазной фильтрации жидкости и газа, когда в пласте происходит одновременная фильтрация нефти, воды и газа.
Методики расчетов в зависимости от количества фильтрующихся фаз подразделяются на: а) однофазные; б) двухфазные; в) трехфазные.
В зависимости от формы выделенного расчетного элемента методики гидродинамических расчетов делятся на:
а) одномерные;
б) двумерные;
в) трехмерные.
Современные методики расчетов применяют двумерные трехфазные или трехмерные трехфазные.