30. Основные уравнения процесса двухфаз­ного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распреде­ления водонасыщенности в пласте и показа­телей разработки.

З-н Дарси:

(1)

(2)

sв + sн =1, s=1- sв

Урав-е неразрывности

Vн +Vв = V= const (5)

Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем grad Р и подставим в (1). Получим

Vв = V f (s), (6)

где (7)

функция Баклея Леверетта;

(12)

где хo – значение координаты с начальной насыщенностью so при t=0.

По мере вытеснения нефти водой из прямо­линейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасы­щенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается

На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей при _в /_н = 0,5.

Рис 78. График зависимости f (s) от s

Рис 79. График зависимости f '(s) от s

Проведя касательную к кривой f (s) из точки s = s_св, по точ­ке касания (рис. 78) определяем f (s_в) и s_в.

Для того же, чтобы найти распределение во­донасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую f'(s) (рис. 79). Определим те­перь длительность безводного периода добычи нефти, т. е. момент времени t = t_*, когда фронт вытеснения до­стигнет конца пласта и, следова­тельно, х_в будет равен l. Будем считать, что к этому моменту времени в пласт закачано Q_вз = Q_* (t_*) воды. Имеем (62)

Из (62) определим Q_* (t_*) и, следовательно, t_*.. Величина bhml равна объему V_п пор пласта. Так как режим жесткий водонапорный, объем зака­чанной в пласт воды к моменту времени t = t_* ра­вен объему добытой из пласта нефти Q_н* к этому же моменту времени, т. е. Q_*(t_*) = Q_н*. Безводная нефте­отдача ₀ = ₀₁ ₂, где ₀₁  коэффициент вытеснения нефти во­дой, достигнутый в безвод­ный период. Поэтому

(63)

Дебиты нефти и воды в водный период разра­ботки пласта составят

(66)

Отсюда для определения текущей обводнен­ности продукции v получим фор­мулу(67)

31. Разработка нефтегазоконденсатных место­рождений на естественных режимах

НГЗ-это нефт-ые залежи с естест-ой газовой шапкой. Во многих случ-х в НГЗ значит-ая часть запасов Н. сосредот-на под газ. шапкой (подгазовой зоне). В завис-ти от ширины эта зона подразд-ся на 3 типа: 1. узкий (1 ряд добыв-х с/н), 2. широкий (2 ряда добыв-х с/н,), 3. обширный (более 2 рядов).НГЗ состоят из нефт-ой оторочки, газ. шапки и подошв-х или краевых вод. Нефт-ые оторочки дел=ся на 2 типа:1-краевые (краевая оторочка с чисто нефт-ой зоной, где м/о выделить чисто газ-ую зону, газонефтяную зону и водонефт-ую зону; краевая отрочка без чнз, где м/о выд-ть чгз, гнз и внз) и подошв-ые оторочки (подошв-ая оторочка с чгз, где м/о выд-ть чгз, чнз и гнз; подошв-ая оторочка сплошная, где выд-ся гнз и чнз).

Чтобы предотвратить перемещ-ие ГНК в сторону газ. шапки либо не след-т отбирать газ из газ. Шапки, либо равеом-но снижать Р в нефт-ой и газ. зоне. Величину безгазового дебита можно оценить по формуле:

Q= 2π k h_cp ∆γ ∆h/(μ ln(r_к/r_с)), (3.1)

h_cp = (h_к-h_с)/2,

где: ∆γ= γ_н- γ_г разность удельных весов нефти и газа; ∆ h =h_k– h_c - неперфорированная нефтенасыщенная толщина ; h_k, h_c - среднее значение нефтенасыщенной и перфорированной толщин пласта.

Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт производится по методике расчета разработки нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой.

Пусть имеется замкнутое однопластовое нефтегазоконденсатное месторождение. Для расчета процесса разработки воспользуемся формулой многокомпонентного материального баланса.

Обозначим общую массу газа, конденсата и нефти в пласте через N_1, N_{2 ,} N₃.

G_{1 ,} G₂ - масса соответственно газа и конденсата в газовой фазе;

L₁ ,L₂ - массы газа и конденсата, растворенные в нефти. Кажущуюся плотность их обозначим через ρ_1к, ρ_2к

Тогда будем иметь следующие соотношения:

N₁= G₁+ L₁; N₂ = G₂+ L₂ . (3.2)

Запишем балансовое соотношение объемов компонентов в разрабатываемой части пласта:

L₁/ ρ_1к + L₂ / ρ_2к+ N₃/ ρ_н= s_н V_пл (3.3)