Соотношение между единицами вязкости

Величина	Неньютоновское реологическое уравнение	Единица		Соотношение
		СИ	СГС
Динамическая вязкость		Пас	Пуаз, сантипуаз	1 П = 0,1 Пас; 1 сП = 10-3Пас = 1 мПас
Кинематическая вязкость		м2/с	Стокс, сантистокс	1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с

2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях

Фактор подвижности обусловлен свойствами флюида и породы и характеризуется течением флюидов в пласте при одинаковом понижении давления. Для определения подвижности одного флюида относительно другого введен безразмерный параметр – коэффициент подвижности (мобильности) М, который определяется на основании закона Дарси:

где

Отсюда следует, что подвижность  характеризуется отношением фазовой проницаемости при определенной насыщенности в пластовых условиях к вязкости:

 = k/.

Для двухфазного течения в пласте несмешивающихся фаз воды и нефти коэффициент подвижности определяется отношением подвижности воды и нефти М = _в/_н и зависит от относительной проницаемости.

Если М = 1, то при заданном перепаде давления нефть и вода фильтруются с одинаковой скоростью. При М < 1 вода менее подвижна, чем нефть, и для условий вытеснения нефти водой процесс будет стабильный. При М > 1 вода подвижнее нефти и будет опережать фронт вытеснения, создавая языки обводненности и нестабильность вытеснения (рис.2.10).

При разработке нефтяных месторождений с искусственным поддержанием энергии пласта на параметр М можно повлиять, изменив флюидные вязкости, увеличив вязкость вытесняющего агента или снизив вязкость нефти ее нагревом в пласте.

При извлечении флюидов под действием депрессии градиент, образующийся в вертикальной плоскости и направленный в сторону добывающей скважины, создает условия для искривления поверхности водонефтяного контакта. Это приводит к образованию водяных конусов и прорыву активных подошвенных или краевых вод с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов. При разработке нефтяных залежей с газовой шапкой подобное явление может привести к образованию газовых конусов. Физический критерий управления образованием конусов и языков обводнения – это равновесие сил тяжести и сил внутреннего трения. Конусообразование можно предотвратить, если градиент давления на границе раздела фаз удовлетворяет условию (dp/dy)  g, где  – разность плотностей контактирующих флюидов.

3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения

3.1. Процесс разработки месторождений

Развитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти Q_н: подъем – высокий уровень – падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира. Ее графическое изображение в американской литературе получило название «колокол Хабберта» (рис.3.1).

Стадия I на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения.

Стадия II (плато на кривой) – период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости.

Стадия III (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85 %). Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой Q_н при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов.

Стадия IV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности скважинной продукции с большими темпами отбора жидкости и базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадии IV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.

В зависимости от используемой энергии для перемещения и извлечения нефти из пласта разработка нефтяных месторождений может осуществляться в двух основных принципиально разных технологических режимах:  режим естественного истощения пластовой энергии;  режим искусственного восполнения пластовой энергии – поддержания пластового давления.

Первый режим осуществляется за счет последовательного проявления в различных соотношениях упругого режима, естественного водонапорного режима, при котором вода поступает в нефтенасыщенную область и вытесняет нефть, и режима растворенного газа. При наличии газовой шапки может проявляться естественный газонапорный режим. Обычно первый режим применяется при разработке мелких нефтяных месторождений с активной законтурной водоносной областью и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением и высоким газовым фактором.

Второй основной режим разработки широко применяется в мире и осуществляется при различных вариантах закачки в пласт вытесняющих агентов: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, рядное, площадное или избирательное.

По методам регулирования баланса пластовой энергии различают:  газонапорный режим с закачкой газа в пласт;  водонапорный режим с заводнением пластов.

В свою очередь, при искусственном водонапорном режиме закачка воды в пласт применяется не только для поддержания пластового давления, но и для различных физико-химических воздействий. Последние способствуют повышению нефтеотдачи за счет снижения вязкости нефти (пароциклические методы, закачка горячей воды, мицеллярных растворов, растворов поверхностно-активных веществ и др.) и возрастания охвата воздействия на пласт (потокоотклоняющие, водоизолирующие и водоотклоняющие системы на основе полимеров, «сшитых» полимеров, геле- и осадкообразующих композиций).