Модели пласта и процессов вытеснения нефти

Для составления проекта разработки и эксплуатации нефтяных и газовых залежей (месторождений) следует определять сначала модели продуктивных пластов и процессы вытеснения нефти и газа нагнетающим в пласт агентом. Модели пластов по их промысловым показателям и гидродинамическим свойствам делят на: а) однородные; б) сложные по строению (в т.ч. трещиноватые). По насыщению: 1) нефтяные; 2) нефтегазовые; 3) газовые; 4) газоконденсатные. По соотношению нефти и воды - разные (от равных по значению, до значительно отличающихся).

По режимам: 1) жесткий водонапорный; 2) упругий (газовый); 3)режим растворенного газа; 4) газовый режим.

Для регулирования добычи нефти и газа из пластов разработаны следующие модели вытеснения нефти: 1) поршневая; 2) непоршневая; 3) вероятностно-статическая; 4) детерминированная. Основные из них, первые две.

9.1. Поршневое вытеснение нефти

Приближенным к реальным условия разработки залежи при жестком водонапорном режиме будет учет разностей вязкости нефти и воды в пласте и фазовых проницаемостей для воды в зоне вытеснения и для нефти при наличии в пласте связанной воды.

Допускаем, что при вступлении воды в нефтеносную область сразу устанавливается остаточная нефтенасыщенность пор пласта (S_h.o.). Такой механизм вытеснения нефти из пласта называется поршневым. Примем: K_b (S_В) - фазовая проницаемость воды в зоне вытеснения нефти (зависит от водонасыщенности пласта S_В) и равна S_В=1-S_h.o.

Кн(S_св) - фазовая проницаемость нефти в зоне начальной нефтенасыщенности (зависит от начальной связанной воды - S_cb), µ_h, µ_В - вязкости нефти и воды в пласте.

Кв(Sв) и Кн(Sсв) определяют по зависимости относительных фазовых проницаемостей для Н₂О и нефти от Кво пласта.

Фильтрация:

в зоне L К - абс. проницаемость пласта. В зоне Lф - вода при K_в(S_в) и в зоне начальной нефтенасыщенности при Кн(S_св).

Рисунок 25. Схема вытеснения нефти водой

(при поршневом вытеснении на полосовой залежи)

В этой методике расчетов показателей разработки залежей принимается, что при подходе контура нефтеносности обводнение наступает мгновенно. Следовательно, учет разностей вязкости нефти и воды, фазовых проницаемостей нефти и воды может влиять только на внешние фильтрационные сопротивления ряда скважин, к которому ВНК приближается.

Это сопротивление определяется для L-Lв-Lф; L-Lф; L-Lв; т.е. для каждой зоны. Для определения среднего дебита нефти по периодам перемещения ВНК необходимо разбить полосу нефтеносности на равные интервалы ∆Lф, для каждого из которых следует рассчитать среднее значение внешнего фильтрационного сопротивления ряда скважин. Практика расчетов показывает, что интервалов должно (достаточно) 4-6 ∆Lф.

Средний дебит нефти за интервал ∆Lфi оценивается формулой (очень длинной), Далее надо определить время ∆ti, за которое фронт вытеснения переместится из положения Lфi до Lфi+∆Lфi. Скорость перемещения фронта вытеснения можно записать: ,

Сумма интервалов t на выделенных интервалах ∆Lфi и будет общим временем перемещения ВНК (от начального положения до обводнения ряда скважин). После обводнения первого ряда производится аналогичный расчет для следующих рядов.

В круговой залежи необходим учет изменения внешнего фильтрационного сопротивления круговых батарей скважин.

9.2. Непоршневое вытеснение нефти

Процесс обводнения рядов скважин при жестком водонапорном режиме может быть рассчитан путем учета следующих реальных фактов:

а) непоршневого вытеснения нефти (когда в зоне вытеснения нефти водой происходит совместная фильтрация нефти и воды).

б) неоднородности пласта по проницаемости.

Первый фактор оценивается по зависимостям относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности пласта при увеличивающейся интенсивности промывки (по мере перемещения фронта вытеснения).

Второй фактор - надо построение модели неоднородного пласта (состоящего из п прослоев, разных по проницаемости и толщине) по данным исследования керна, гидродинамических исследований скважин и др.

Оба фактора учитывают одновременно, т.е. производится расчет непоршневого вытеснения нефти водой для модели неоднородного пласта.

9.3. Бесконечный пласт однородного строения

При разработке крупных нефтяных месторождений с обширной водонапорной системой и при условии Рнач.пл.>>Рнас в залежах нефти проявляется упруго-водонапорный режим. Этот режим наблюдается в стадии фонтанирования, затем надо поддерживать Рпл. Упругость пласта проявляется при несоответствии отбора и закачки флюидов.

Рисунок 26. Фактическое изменение дебита скважины во времени (t) и замена его ступенчатым изменением

Для Q_деб Const (расход) и источника (сток) при течении однородной жидкости в однородном пласте бесконечно больших размеров выведено уравнение, с помощью которого оценивается изменение Рпл в точке, отстоящей от источника (стока) на расстоянии r:

где Q – дебит (расход) источника (стока);

χ -пьезопроводность пласта; Ei- интегральная показательная функция (рис. 27), которую приблизительно можно определить −

Рисунок 27. Графический вид интегральной показательной функции - Ei (-u)

Рисунок. 27а. К определению давления в пласте при упругом режиме, вызванной работой группы скважин

Для пластов с ограниченной по размерам водонапорной системой в первую фазу упругого режима (пока возмущение не достигает границ пласта) при распределении давления строго подчиняется выше приведенному уравнению. Продолжительность этой фазы для ограниченных пластов (при Rк в круговом пласте и Lk в полосообразном пласте) составляет: Эти расчеты можно проводить, если Rk >>1000гс с погрешностью не более 1% при