- •Лекция 1.
- •Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений
- •Подготовка исходных данных для технологических расчетов
- •Лекция 2.
- •Проявление упругого режима
- •С применением законтурного заводнения:
- •Л.3. Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
- •Лекция 4.
- •1. Основные показатели разработки
- •Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
- •От безразмерной координаты ζ (в)
- •Лекция 6. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой
- •Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- •С несколькими пропластками:
- •1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;
- •3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
- •Разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
- •Лекция 9. Методика ТатНипи
- •Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
- •Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
- •Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов
- •Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4. Нагнетание водорастворимых пав.
- •6. Вытеснение нефти горением.
- •7. Вытеснение нефти паром.
- •Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •Увеличения нефтеотдачи.
- •Водонефтяного фактораlg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв
- •Водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн
- •В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж
- •Текущей добычи нефти q от времени t
- •Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
- •Оценка экономического эффекта
- •От времени применения новых методов t.
- •2 И 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
- •Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
- •Вытеснение нефти двуокисью углерода
- •Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
- •Лекция 13
- •Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав
- •Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
- •Удельные показатели применения водорастворимых пав для вытеснения нефти
- •Полимерное заводнение.
- •Раствора паа fр в зависимости от насыщенности s.
- •Щелочное заводнение
- •Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.
- •От концентрации NaOh.
- •Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
- •Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
- •Внутрипластовое горение
- •Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах сша и Венесуэлы
- •Технологические результаты испытания внутрипластового горения
- •Вытеснение нефти паром
- •Циклическое нагнетание пара
- •Лекция 15.
- •При прямоточном внутрипластовом горении
- •Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
- •Процесс парогазового воздействия
- •Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
- •Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов
- •Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
- •Классификация нефтей
- •Классификация нафтидов
- •Классификация нафтидов по величине коксуемости
- •Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
- •Обзор применяемых опытно-промышленных работ и методов разработки ввн и пб на месторождениях страны и за рубежом
Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.
Вопросы вытеснения нефти водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить так. В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием гидродинамических сил. По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.
Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницае-мостей.
За задним фронтом подвижной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной, неподвижной. Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.
Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах также в виде пленки.
В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Закачиваемая вода смешивается со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть остается в виде пленки в крупных порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основаны теории методов увеличения нефтеотдачи пластов.
В заводненной зоне гидрофильного пласта остается рассеянной 20-40 % нефти от первоначального ее содержания в зависимости от проницаемости, распределения размеров пор и вязкости нефти, а в гидрофобном пласте - уже 60-75 %.
Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт 11942 г.). В 1953 г. Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.
Согласно наиболее простой модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью. Рассмотрим прямолинейное вытеснение из однородного пласта при движении несжимаемых жидкостей. Доля воды в потоке водонефтяной смеси
(1)
где Q = Qн + Qв - объемный расход смеси, равный сумме расходов воды Qв и нефти Qн; s - насыщенность пор породы подвижной водой.
С учетом уравнений движения воды и нефти
(2)
(3) уравнение доли воды примет вид
(4)
где н, в - относительные проницаемости соответственно для нефти и воды; F - площадь фильтрации; др/дх - градиент давления; μо = μн/μв - отношение вязкостей нефти μн и воды μв. Из уравнения (1) имеем
(5)
или после дифференцирования при Q = Q(t)
(6)
Условие Q = Q(t) следует из уравнений неразрывности потоков воды и нефти
(7)
(8)
складывая которые, имеем
(9)
(10)
где m - пористость пласта; t - продолжительность вытеснения.
Уравнение (10) показывает, что расход смеси не изменяется по координате х, так как нефть и вода приняты за несжимаемые жидкости.
Подставляя уравнение (7) в выражение (6), получаем
(11)
В любой фиксированной точке пласта насыщенность s изменяется, а точки с фиксированным значением насыщенности s = const перемещаются со временем вдоль пласта в направлении движения жидкостей, тогда
(12)
откуда
(13)
Из уравнения (11) получаем
(14)
Приравнивая выражения (13) и (14), получаем уравнение движения точки х (плоскости) с некоторой постоянной насыщенностью s = const, называемой характеристикой
(15)
Решение уравнения (15) при отсутствии подвижной воды в пласте в начальный момент времени можно записать так:
(16)
или
(17)
где QΣ (t) = Q (t) dt - суммарное количество вторгшейся в пласт воды;
V = Fx - объем пласта;- безразмерная пространственная координата.
Имея экспериментальные зависимости относительных проницаемостей kн(s) и kв(s) от водонасыщенности s (рис. 1 а), можно построить сначала, используя уравнение (4), функцию f(s), затем графическим дифференцированием - (рис. 1,б). Так как , то соответственно имеем сразу график распределения насыщенностиs пласта подвижной водой вдоль безразмерной координаты ζ (рис. 1, в), который идентичен графику рис. 1, б. Из рис. 1, в видно, что насыщенность в каждой точке пласта в каждый момент времениt является двузначной. Физически такое абсурдно - в каждой точке в каждый момент времени должна существовать только одна вполне определенная насыщенность.
Рис. 1.Зависимости относительных проницаемостей (а), доли воды f(s), df(s)/ds от водонасыщенности s пласта (б) и водонасыщенности s