Р.Р. Ибатуллин _Курс лекций_17.10.07

0,6

0,6

НИ

0,5

0,5

АГ

0

0

oil К

0,4

0,4

water K

K oil

0,3

0,3

K water

0,2

0,2

0,1

0,1

ка

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

Sв

е

So

So

т

о

Рис. 4.3 Зависимости относительных фазовых проницаемос ей по нефти (Koil) и по воде

(Kwater) от водонасыщенн сти (Sв)

ηвыт

=1− Sн.ост

,

и

л

Sн.нач

Sн.нач = 1− S0 ,

S

=

б

1− S0 .

н.ост

и

где Sн.ост – остаточная нефтенасыщенность;

0

б

Sн.нач– начальная нефтенасыщенность;

S0

– начальная нефтенасыщенность;

S

ая

– остаточная нефтенасыщенность.

В

компьютерных

п кетах

гидродинамического

моделирования

н

тр

определения реальннй величины ηохв – это статистика. Модели настраиваются

по истории аз оаботки, поэтому в настроенной модели функции фазовых

к

проницаемос ей определяют продвижение вытесняющей и вытесняемой

е

жид остей по пласту в соответствии с распределением проницаемостей.

л

41

Факторы, влияющие на величину коэффициента вытеснения (ηвыт)

1. Минералогический состав и литологическая микроструктура пород и,

как следствие, глинистость пород, распределение пор по размерам,

абсолютная

и

относительная

проницаемости,

параметры

НИ

микротрещинности пород, т.е. размеры блоков и трещин, отношения их

проницаемостей и т. д.

2.

Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей АГнефть, или,

в более общем случае, соотношение подвижностей нефти и воды:

Ì =

λ

е

ка

λΒ ,

Η

kΒ

о

т

где λΒ =

– подвижность воды;

μΒ

и

λB =

kΗ

– подвижность нефти.

μ

Η

3.

Структурно-механические (неньютоновские) свойства нефти и их

л

зависимость от температурного режима пластов.

4.

Тип смачиваемости пород водой

б

характера проявления капиллярных

сил в породах-коллекторах с различнойи

микроструктурой.

5.

Скорость вытеснения нефтибводой (в случае заводнения и некоторых

естественных режимов).

Факторы, влияющиеаяна величину коэффициента охвата (ηохв)

н

1.

Физические св йства и геологическая неоднородность разрабатываемого

н

нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в

о

виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых

водой, т.е. водонефтяных зон, прерывистости пласта по вертикали и по

тр

горизонтали, существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

к

2. Параметры системы разработки месторождения, т. е. расположение

л

е

в

пласте,

расстояние

между

добывающими, а

также между

скважин

42

добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа

нагнетательных к числу добывающих скважин.

3.

Давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин, т.е. перепад

давления между зоной отбора и зоной нагнетания, применение методов

воздействия на призабойную зону и совершенство вскрытия пластов.

НИ

4.

Применение способов

и

технических

средств эксплуатации скважин

(механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимыйАГ

отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной

эксплуатации).

ка

5. Применение методов управления процессом разработки месторождения

путем

частичного

изменения

е

(очагового

и

системы разработки

избирательного

заводнения) или

без

т

системы разработки

изменения

(изменения режима работы скважин, установленияо

оптимальных условий

прекращения эксплуатации скважин, цик ического заводнения и др.).

л

и

Типы моделей пласта

Модель

пласта

–

это

б

представлений

о его

система количественных

и

качественных геолого-физических свойствах, используемая в расчётах.

Основные требования к модели:

б

1.

Модель должна быть достаточно простой для понимания.

2.

Модель

должна

быть

адекватна

рассматриваемым

объектам

и

процессам.

н

ая

Источниками информации для моделей являются:

-

данные сейсмическихн

исследований;

- результаты геофизических исследований скважин (ГИС);

о

-

данные

лабораторных

исследований

(как свойств породы,

так

и

пластовых флюидов);

тр

- интерпретация результатов гидродинамических исследований (ГДИ);

к

- анализ результатов разработки для разрабатываемых залежей;

л

е

ряд специальных исследований.

-

43

Модель слоистого пласта

НИ

Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора

слоев с пористостью mi и проницаемостью ki. А каждый слой представляется

моделью однородного пласта

АГ

k1, m1, h1

ка

k2, m2, h2

…

е

…

ki, mi, hi

т

и

о

Модель трещинного и трещинно-порового пласта (модель двойной

пористости)

б

и

Трещинный пласт (fractured formation)л– если нефть в пласте залегает в

трещинах, разделяющих непористые

непроницаемые блоки

породы, то

б

модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых

кубов.

ая

к

тр

о

н

н

Трещинно-поровый (fractured – matrix) пласт (модель двойной пористости

е

- dual-porosity) – в этом случае необходимо рассматривать два отдельных, но

л

жидкости в трещинах

и в блоках

взаимосвязанных процесса – движение

Лекция №5

НИ