- •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
От безразмерной координаты ζ (в)
Отсюда следует, что зависимость s от ζ справедлива только до некоторого значения ζ = ζф и при ζф значение s должно изменяться скачком от s = sф, до s = sсв, где sсв - содержание связанной воды. Таким образом, для устранения двузначности допускаем существование скачка насыщенности и вводим понятие фронта вытеснения, а безразмерная координата ζф является координатой фронта вытеснения. Можно показать, что
(18)
откуда
(19)
Соотношение (19) выражает тангенс угла наклона касательной к кривой f(s), проведенной из точки s = sсв, тогда абсцисса точки касания К будет равна sф. Графически ζф и sф можно определить из условия равенства площадей, заштрихованных на рис.1, в горизонтальными линиями. Отметим, что на рис.1, в sн и sнф обозначают насыщенность породы подвижной нефтью в водонефтяной зоне и на фронте вытеснения.
Средняя водонасыщенность в зоне вытеснения до прорыва воды из пласта равна нефтеотдаче, точнее коэффициенту вытеснения, который можно представить так:
(20)
Равенство объемов закачанной в пласт воды и вытесненной оттуда нефти можно записать:
(21)
откуда
(22)
т. е. интеграл в уравнении (22) (площадь, заштрихованная на рис. 1, в вертикальными линиями) равен единице. Здесь Vф - объем пласта в зоне вытеснения, а ζф = mVф/QΣ .Тогда
(23)
или
(24)
Отсюда, учитывая уравнение (19), приходим к выводу, что коэффициент безводной нефтеотдачи увеличивается с уменьшением отношения μ0, т. е. с увеличением вязкости вытесняющей фазы и (или) уменьшением вязкости нефти.
Полученные формулы справедливы в безводный период разработки пласта, когда фронт вытеснения не подошел еще к концу пласта. Продолжительность безводного периода можно определить так. Поскольку ζф = mVф/QΣ, то при Vф = FLк, где Lк - длина пласта, найдем
(25)
а по нему в момент времени подхода фронта к концу пласта
t = tобв.
Для расчетов в водный период, т. е. при t > tобв, можно считать, что фронт вытеснения перемещается дальше в фиктивном продолжении пласта. Водонасыщенность составит на фиктивном фронте sф, а при x = Lк величину sк. Неизвестную величину sк находят по sф, а затем по sк вычисляют другие параметры.
Модель Баклея - Леверетта косвенно учитывает капиллярные силы через фазовые проницаемости. Капиллярные силы более полно учитываются в модели Рапопорта - Лиса через экспериментальную функцию насыщенности (функцию Леверетта). Анализ показывает, что капиллярные силы "размазывают" фронт, поэтому при их учете скачок насыщенности отсутствует и насыщенность изменяется непрерывно до насыщенности связанной водой. Экспериментами было обнаружено, что при постоянной скорости вытеснения распределение насыщенности в переходной области вблизи фронта не меняется со временем, т. е. образуется так называемая стабилизированная зона. Она перемещается, не изменяя своей формы.
Экспериментами В. В. Девликамова по вытеснению нефти водой из модели горизонтального однородного пласта установлено, что за счет действия гравитационных сил происходит опережающее продвижение воды вдоль его нижней части, т. е. вертикальный сначала фронт воды растекается в нефтяную часть по подошве пласта и искривляется.
Рассмотренные решения применяются при оценочных расчетах технологических показателей разработки месторождений, а также могут служить тестами при оценке точности численных методов решения более общих задач (неодномерное движение, сжимаемость фаз и др.).
Однако теория непоршневого вытеснения нефти водой разработана только применительно к модели однородного пласта. Реальные пласты неоднородны как по толщине, так и по простиранию, т. е. проницаемость отдельных слоев изменяется не только при переходе от слоя к слою, но и по длине. Если пласт достаточно хорошо изучен и различие отдельных участков его по площади велико, то его можно разбить на отдельные элементарные объемы прямолинейного пласта длиной l, общей толщиной h и шириной b. Для каждого элементарного объема строится своя модель слоисто-неоднородного пласта. При недостаточной изученности пласта создается единственная модель слоисто-неоднородного пласта для всей залежи в целом. Отметим, что при использовании численных методов пласт также разделяется на некоторое число конечно-разностных ячеек, которое ограничивается вычислительными возможностями ЭВМ и сложностью решаемых задач. Одна ячейка может иметь размеры в несколько десятков и даже сотен метров.
Считается, что каждый элементарный объем состоит из слоев с абсолютной проницаемостью, распределение которой описывается одним из вероятностно-статистических законов. В свою очередь слоистую неоднородность представляется возможным просто и достаточно точно учесть с помощью так называемых модифицированных относительных проницаемостей, что позволяет преобразовать слоисто-неоднородный пласт в однородный, а последний рассмотреть совместно с моделью непоршневого вытеснения. В этой связи рассмотрим на простейшем примере принцип построения модифицированных относительных проницаемостей.
Расположим слои в штабель, начиная со слоя с наибольшей проницаемостью (k →∞). Так как длина модели l мала по сравнению с размерами пласта, то считаем, что вода мгновенно заполняет каждый слой, начиная со слоя с наибольшей проницаемостью. Принимаем поршневое вытеснение нефти водой из каждого слоя. Таким образом, в какой-то момент времени вытеснение нефти произошло из слоев, суммарная толщина которых составляет hк, проницаемость каждого из которых не меньше k. В этих слоях фильтруется только вода при наличии остаточной нефтенасыщенности s0н. В остальных же слоях движется только нефть; в них содержится связанная вода с насыщенностью sсв. Расход воды dq в слой элемента пласта толщиной dhк при перепаде давления ∆р можно записать
(26)
В полностью водонасыщенный слой пласта (нефтенасыщенность равна нулю) расход воды составил бы
(27)
Эти уравнения можно переписать в виде
(28)
(29)
Тогда расходы воды в слои с суммарной толщиной hк, которой соответствует проницаемость k, и в полностью водонасыщенный пласт с толщиной h будут выражаться интегралами:
(30)
(31)
Отсюда модифицированную относительную проницаемость пласта для воды определим в виде
(32)
Аналогично можно записать модифицированную относительную проницаемость пласта для нефти
(33)
В выражениях (32) и (33) можно принимать различные зависимости относительных проницаемостей kв и kн от насыщенностей, которые являются функциями абсолютной проницаемости пласта. Вместе с тем модифицированные относительные проницаемости - это функции модифицированной водонасыщенности. Объем воды в элементе пласта равен сумме объемов связанной воды в необводнившихся слоях и воды в обводнившихся слоях, т. е.
(34)
Так как поровый объем пласта Vn = mlbh, то модифицированная водонасыщенность
(35)
Модифицированные относительные проницаемости определяют часто путем сопоставления расчетных и фактических данных о процессе заводнения. Они косвенно учитывают также систему разработки, особенности эксплуатации скважин и др.