25. Основные параметры, необходимые для создания гидродинамической модели

Необходимые входные данные:

1) ремасштабированная геологическая модель

1. геометрия залежи

2. куб активных ячеек

3. литология, распределение коллектора-неколлектор

4. распределение ФЕС (пористость, проницаемость, водо-, нефтенасыщенность)

2) физико-химические свойства флюидов

1. сжимаемость

2. плотность

3. вязкость

4. PVT-свойства(зависимость давления-объема-температуры

3) относительные фазовые проницаемости систем ‘нефть-вода’, ‘газ-нефть’

4) данные по скважинам

1. интервалы бурения

2. координаты, инклинометрия

3. месячные, годовые отборы нефти, жидкости

4. мероприятия (перфорация, КРС-капитальный ремонт скважин, ГРП-гидроразрыв пласта, др.)

5) параметры расчета и вывод результатов, алгоритм построения модели

26. Определение трех видов проницаемости, задаваемых в модели. Использование кривых относительных фазовых проницаемостей при гидродинамических расчетах (в системе нефть-вода)

Проницаемость – фильтрационное свойство коллектора, харак-щее его способность пропускать нефть, газ и воду.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды, которая наблюдается при фильтрации только одной фазы, при этом принимается что между пористой средой и флюидом отсутствует взаимодействие.

По закону линейной фильтрации Дарси: υ=Q/F=Kпр*ΔP/(µ*ΔL) >> Кпр=Q*µ*ΔL/(ΔP*F)

Э ффективная фазовая проницаемость – проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазной системы.

Относительная фазовая проницаемость – отношение между эффективной фазовой и абсолютной проницаемостями.

1–зона в которой нефть абсолютно подвижна, вода неподвижна

2–докритическая водонасыщенность, вода неподвижна, нефть замедляется

3,4 – подвижными являются обе фазы

5–докритическая нефтенасыщенность, нефть неподвижна, вода замедляется

6–вода абсолютно подвижна

27. Физические свойства воды и нефти, определяемые в гидродинамической модели

1. Растворимость газа – опр-ся как объём газа, растворённый в одном бареле нефти при фиксированном значении t и P.

, где Yg-отн. Плотность газа по воздуху; АР-плотность нефти в АР ед.изм; t-температура.

Давление насыщения (начала парообразования) – давление, при кот пар начинает выделяться из нефти.

2. Сжимаемость – показатель упругих св-в породы и жидкости. Коэф. сжимаемости харак-ет относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

По з.Гука: ΔV/Vo=β*ΔP >> β=ΔV/(Vo*ΔP)

3. Плотность пластовой нефти – масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема; зависит от газового фактора G, температуры T, давления P.

4. Вязкость µ– св-во жидкости сопротивляться взаимному перемещению при ее движении; определяет степень подвижности жидк. P=µ*F*(Δυ/ΔS) >> µ=P*ΔS/(Δυ*F)

Кинематическая вязкость µ_кин=µ/ρ_нефти

Вязкость пластовой нефти, сод-щей растворенный газ, уменьшается при увеличении давления вплоть до давления насыщения, а после увеличивается по линейному закону

5. Объемный коэф – отношение объема нефти/жидк с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему нефти/жидк после разгазирования в поверхностных условиях. b=Vпл.н/Vдегаз=ρдегаз/ρпл.н

Так как при давлении=давл насыщения газ прекращает растворяться в нефти, то объемн коэф уменьшается из-за сжатия жидк

6. При подсчете запасов используют пересчетный коэф. θ=1/b

7. Газосодержание (газовый фактор) - объем растворенного газа (измеренному в стандартных условиях), содержащегося в единице объема пластовой нефти.S=Vг/Vпл.н.