13. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации. Функция Бакли-Леверетта и ее использование в расчетах.

Моделирование статистическое - методика Борисова - метод фильтрационного моделирования

χ_в - расстояние на контуре питания, µ_в - вязкость, k – проницаемость.

Фильтрации бывают: плоско-радиальная и плоско-вертикальная.

Рассмотрим функцию f (s), называемую функцией Бакли – Леверетта (или функция распределения потоков фаз).

Функция Б-Л отражает связь проницаемости и обводнённости продукции.

Физический смысл - она представляет отношение скорости фильтрации (или расхода) вытесняющей фазы (воды) и суммарной скорости или расхода - равна объемной доле воды в суммарном потоке двух фаз.

,-функция Бакли-Леверетта

где: v_H , v_в – скорости фильтрации нефти и воды,

k_н, k_в – относительные проницаемости для нефти и воды,

µ_н и µ_в – вязкости нефти и воды, s - водонасыщенность,

k - коэффициент фазовой проницаемости.

Таким образом можно определить функцию Бакли-Леверетта по значениям фазовых проницаемостей.

, ↑ - f (s) - функция Бакли-Леверетта,

→ - S - насыщенность на фронте вытеснения

Кривая - по такому закону измеряется функция Бакли-Леверетта.

Время безводного периода эксплуатации:

где b - ширина, l - длина, h - высота, q_в - дебит воды, f - функция Бакли-Леверетта, m - пористость

↑- f ′(s) - производная от функции Бакли-Леверетта,

→ - S - насыщенность за пределами газовой скважины

14. Особенности разработки газонефтяных месторождений

Газонефтяные залежи впервые были открыты и начали разрабатываться в США. Маскет первым считал, что основным условием рациональной разработки таких залежей является сохранение равновесия в системе пластовых жидкостей. Нарушение этого равновесия приводит к ретроградной конденсации и совмещению нефтяной оторочки в «сухие пески».

Разработка нефтяных оторочек очень эффективно для горизонт. скважин.

Системы разработки залежей Маскет делил на 2 группы:

- с поддержанием пластового давления,

- на естественном режиме.

Рабочий агент - сухой газ, используемый по принципу скайлинг-эффекта.

Виды:

- нефтяная залежь с газовой шапкой V_г < 25 %,

- газовая залежь 25 % < V_г < 50 %,

- нефтегазовая залежь 50 % < V_г < 75 %,

- газовая залежь с нефтяной оторочкой V_г > 75 %.

Нефтегазовая залежь - т.е. газ преобладает над нефтью

Типы нефтяных оторочек:

- краевая,

- краевая с чисто нефтяной зоной,

- подошвенная,

- промежуточного типа,

- краевая оторочка в литологически экранированной залежи,

- краевая оторочка совмещённая с потоком пластовой воды.

Многолетний опыт показал, что на ГНЗ (газонефтяной залежи) трудно выдержать одну и ту же систему в течение всего периода разработки. В процессе разработки возникает ряд осложнений, связанных с прорывами газа из газовой шапки и трудностями извлечения нефти из газонефтяных зон. Проводимые для полноты извлечения нефти и улучшения условий разработки мероприятия частично или существенно меняют принятую ранее систему. При малых размерах газовой шапки возможно за счет отбора всего газа преобразование ГНЗ в нефтяную, что упрощает его разработку. Для более полной выработки нефти из подгазовых зон последние отрезают от нефтяной с помощью нагнетаемой воды.

Большая часть газонефтяных залежей (ГНЗ) в старых районах разрабатывается без поддержания давления за счет использования природной энергии пластовой системы и газа газовой шапки при ограниченной роли растворенного газа. Эффективность такой разработки зависит от геолого-физической характеристики коллекторов, условий залегания нефти и газа, соотношения объемов занятых этими флюидами, активности вод законтурной области, темпов отбора нефти.

15. Эффективность вытеснения нефти газом высокого давления

Процесс вытеснения нефти сухим газом в условиях полной его смешиваемости с углеводородами нефти получило название процесса вытеснения нефти из пластов газом высокого давления.

Технология разработки основанная на закачке газа высокого давления была предложена в 1949 году. Газы высокого давления находят широкое применение для поддержания пластового давления.

Следует отметить, что сравнительно дешевые газы – метан и азот недостаточно хорошо смешиваются с нефтью, поэтому их применение в чистом виде оправдано лишь в глубокозалегающих нефтяных пластах, при высоком пластовом давлении. Добавка в газ более тяжелых компонентов - углеводородов ряда метана позволяет достичь смешения обогащенного газа со многими нефтями при сравнительно небольших пластовых давлениях (10 - 20 МПа).

Углекислый газ - Р_{смешения} = 6 МПа, Метан - Р_{смешения} = 20 МПа,

Жирные углеводородные газы - Р_{смешения} = 8-10 МПа, Азот - Р_{смешения} = 35 МПа

Однако применение обогащенного газа ограничено его сравнительной дороговизной. Газы (углекислый газ, азот, углеводородные газы) – дешевле.

Давление нефти газом может происходить при:

- многоконтактное смешение вытеснения нефти происходит при давлении ниже давления насыщения,

- когда газ более жирный, вытеснение происходит быстрее при небольших закачках,

- смешивающееся (одноконтактное) вытеснение – когда задаём давление и газ растворяет всю нефть и выносит её на поверхность (самый эффективный).

Условия эффективного применения - работать выше давления насыщения.

Основная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкости в результате чего между ними образуется поверхность раздела и происходит удерживание нефти в пористой среде капилярными силами.

Неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пластов – коллекторов, а также различием вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, что приводит к гидродинамической неустойчивости контакта. Газ при определённом давлении растворяет нефть, газ действует как растворитель.

Водо-газовое воздействие - газ закачивается в виде оторочек, попеременная закачка газа и воды