2.Основи теорії поршневого витіснення нафти водою

Поршневе витіснення нафти - це ідеальний випадок витіснення нафти, коли в пласті між нафтою і водою утворюється чітка межа поділу, попереду якої рухається лише нафта, а позаду - лише вода, тобто біжучий ВНК збігається з фронтом витіснення.

Розглянемо процес поршневого витіснення нафти водою з прямолінійного однорідного пласта з коефіцієнтом проникності , коефіцієнтом пористості , товщиною , шириною і довжиною Початкове положення ВНК визначається координатою , а біжуче в момент часу / - координатою де відповідні тиски становлять ір . На пласт створено сталий перепад тиску - сталі тиски відповідно на контурі пласта і на галереї (решта поверхней - непроникні). Рідини вважаємо нестисливими, взаємно нерозчинними і хімічно не реагуючими одна з одною і з пористим середовищем. Вважаємо також, що площина контакту нафти з водою- вертикальна. Це справедливо для випадку або гранично анізотропного пласта (коефіцієнт проникності у вертикальному напрямку дорівнює нулю), або рівності густин нафти і води.

Відрізняються лише динамічні коефіцієнти в'язкості нафти і води. У пласті виділяємо водяну, заводнену і нафтову зони. У перших двох рухається вода, а в третій - нафта. До початку витіснення насиченість нерухомою зв'язаною водою у нафтовій зоні становила .

У заводненій зоні залишкова нафтонасиченість залишається сталою і дорівнює а зв'язана вода нерухома і змішується із запомповуваною водою. Тоді внаслідок нестисливості і нерозривності потоку швидкості фільтрації в усіх трьох зонах будуть однаковими, тобто

де к_в, к_н - відносні коефіцієнти проникності для води і нафти.

Використовуючи правило похідних пропорцій, вилучаємо невідомі тиски і кінцево маємо вираз швидкості фільтрації

а також вираз витрати рідини

Звідси випливає, що швидкість фільтрації і витрата;змінюються в міру переміщення ВНК, тобто в часі. Отже, дивлячись на сталість перепаду тиску, рух рідини неусталений. Якщо , точніше якщо швидкість V і витрата збільшуються в часі. Це пояснюєті зменшенням знаменника (взагалі фільтраційного опору).

Основи теорії непоршневого витіснення нафти водою

Непоршневе витіснення нафти - це витіснення, під час якого за його фронтом рухаються витіснюваний і витіснювальний флюїди, тобто за фронтом витіснення відбувається багатофазна фільтрація.

Питання витіснення нафти водою вивчалося багатьма дослідниками. Розглянемо механізм витіснення нафти водою із мікронеоднорідних гідрофільних пористих середовищ.

У чисто нафтовій зоні пористого середовища перед фронтом вторг­нення води рух нафти відбувається неперервною фазою під дією гідро­динамічних сил. Через великі порові канали нафта рухається швидше, ніж через дрібні. На фронті вторгнення води в нафтову зону, у мас­штабі окремих пор, рух води і нафти повністю визначається капіляр­ними силами, оскільки вони перевищують гідродинамічні сили на малих відрізках шляху. Вода під дією капілярних сил спрямовується з випе­редженням переважно в дрібні пори, витісняючи з них нафту в суміжні великі пори доти, поки роз'єднані великі пори не будуть з усіх боків блоковані водою. Якщо великі пори утворюють неперервні канали, то вода в них буде рухатися з випередженням. Разом з тим обійдена нафта з дрібних пор під дією капілярних сил також переміститься у вже обводнені великі пори і залишиться в них у вигляді окремих глобул.

Таким чином, дрібні пори виявляться заводненими, а великі зали­шаться в різній мірі нафтонасиченими. У масштабі великої зони пористого середовища, між переднім фронтом води і заднім фронтом рухомої нафти, водонасиченість пласта вздовж потоку зменшується від граничної водонасиченості за нерухомої нафти до фронтальної водонасиченості. У цій зоні відбувається спільна фільтрація води і нафти. Вода рухається вздовж безперервних заводнених каналів, обтікає вже блоковану нафту у великих порах, а нафта переміщується в незаводненій частині середовища. Співвідношення швидкостей руху води і нафти визначається розподілом пор за розмірами, водонасиченістю і об'ємом нафти, блокованої у великих порах заводненої частини середовища, а також розподілом пор, об'ємом нафти і зв'язаної води у нафтонасиченій частині середовища. В інтегральному вигляді ці умови фільтрації води і нафти виражаються кривими фазових (або відносних) коефіцієнтів проникностей.

За заднім фронтом рухомої нафти нафтонасиченість зумовле­на наявністю нафти у розрізнених, великих, блокованих водою порах. Безперервних, нафтонасичених каналів, аж до видо­бувних свердловин, у цій зоні немає, нафта є залишковою, нерухомою. Але нафта в глобулах не втрачає можливості руха­тися в разі усунення капілярних сил.

Якщо пористе середовище характеризується частковою гідрофоб­ністю, що притаманна практично усім нафтоносним пластам, то залишкова нафта може залишатися в порах також у вигляді плівки.

У гідрофобних колекторах, які практично зустрічаються рідко, зв'язана вода розподілена переривчасто і займає найбільші пори. Запомповувана вода змішується із зв'язаною водою і залишається у великих порах. Залишкова ж нафта перебуває у вигляді плівки у великих порах і в порах меншого розміру. Вона також не втрачає можливості рухатись в разі усунення капілярних сил. На цьому базуються теорії методів підвищення нафтовилучення із пластів.

У заводненій зоні гідрофільного пласта розсіяно 2(М0% залишкової нафти від початкового її вмісту залежно від коефіцієнта проникності, розподілу розмірів пор і динамічного коефіцієнта в'язкості нафти, а в гідрофобному пласті - вже 60-75%.

Лекція 13

Задачі, види і методи, технологія і техніка дослідження свердловин

1. Задачі, види і методи дослідження свердловин і пластів

2. Промислово-геофізичні дослідження свердловин

3. Свердловинні дебіто- і витратометричні дослідження.

Задачі, види і методи дослідження свердловин і пластів

Основна задача дослідження покладів і свердловин - це одержання інформації про них для підрахунку запасів нафти і газу, проектування, аналізу, регулювання розробки покладів та експлуатації свердловин.

Дослідження починається відразу після розкриття покладів і продовжується протягом усього "життя" родовища, тобто здійсню­ється в процесі буріння та експлуатації свердловин, які забезпечують безпосередній доступ у поклад.

Дослідження можна поділити на первинні, поточні і спеціальні. Первинні дослідження проводять на стадії розвідки і дослідної експлуатації родовища. Задача їх полягає в отриманні вхідних даних, потрібних для підрахунку запасів нафти і проектування розробки покладу, проектування експлуатації свердловин.

Поточні дослідження здійснюють у процесі розробки покладу. їх задача - отримати відомості для уточнення параметрів пласта, для прийняття рішення щодо регулювання процесу розробки покладу, для проектування і оптимізації технологічних режимів роботи свердловин та ін.

Спеціальні дослідження зумовлюються специфічними умовами розробки покладу і експлуатації свердловин (наприклад, впровадження внутрішньопластового горіння та ін.).

Виділяють прямі і непрямі методи дослідження. До прямих досліджень відносять безпосередні вимірювання тиску, температури, лабораторні методи визначення параметрів пласта і флюїдів за керном і пробами рідини, які відібрано з свердловини.

Більшість параметрів покладів і свердловин не піддається безпосере­дньому вимірюванню. Ці параметри визначають посередньо (не прямо), через перерахунок їх за співвідношеннями, якими пов'язані вони з іншими, безпосередньо виміряними побічними параметрами. Непрямі методи дослідження за фізичними явищами, які лежать в їх основі, поділяють на промислово-геофізичні, гідродинамічні та інші.

Промислово-геофізичні дослідження свердловин

Для промислово-геофізичних досліджень свердловин використо­вують прилади, які опускають у свердловину за допомогою глибинної лебідки на електричному (каротажному) кабелі. Тоді вимірюють певні параметри і вивчають електричні властивості порід (електрокаротаж), радіоактивні (радіоактивний каротаж - гамма каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронні каротажі), акустичні (акустичний каротаж), механічні (кавернометрія) та ін.

Промислово-геофізичні дослідження дають змогу через перера­хунок виміряних величин визначити:

а) характеристику пласта - коефіцієнт пористості (порової, тріщинної, кавернозної), коефіцієнт проникності, нафтоводогазо- насиченість, товщину пласта, глибинні відмітки його покрівлі й підошви, літологію і глинистість порід;

б) стан розробки покладу - положення ВНК, ГКН та їх просування, швидкість руху і розподіл по свердловинах запомпованих у пласт агентів (метод радіоактивних ізотопів, індикаторні методи та ін.), працюючі інтервали пласта, профілі припливу і поглинання (свердловинна дебіте- і витратометрія, термометрія, фотоколориметрія, визначення вмісту ванадію і кобальту в нафті), інтервали обводнення, склад рідини у стовбурі свердловини і його зміну (гамма- густинометрія, діелькометрична вологометрія, резистивиметрія та ін.);

в) визначити технічний стан свердловини - якість цементування, негерметичність обсадних труб, наявність міжпластових перетоків, товщину стінок труб, дефекти в них, місцезнаходження інтервалів перфорації, елементів обладнання, муфт і вибою свердловини, місце відкладання парафіну, осадів та ін.

Ці дослідження виконують геофізичні організації. До геофізичних досліджень відносять також свердловинні дебітовитратометричні і термодинамічні дослідження.

Свердловинні дебіте- і витратометричні дослідження

Ці дослідження дають змогу виділити в загальній товщі пласта працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних і поглинання у нагнітальних свердловинах.

Як правило, ці дослідження доповнюються одночасним вимірю­ванням тиску, температури, вологовмісту потоку (частки води) і їх розподілу вздовж стовбура свердловини.

Для дослідження на електричному кабелі через лубрикатор на гирлі у працюючу нагнітальну свердловину опускають свердловинний прилад - витратомір (у діючу видобувну свердловину - дебітомір), давач якого подає на поверхню електричний сигнал, що відповідає витраті рідини. Прилад переміщають у свердловині періодично з певним кроком (до 1 м) від точки до точки. У кожній точці вимірюється сумарна витрата рідини.

За даними вимірювання будують діаграму інтенсивності (витрато- або дебітограму) або переважно профіль поглинання (припливу) рідини (рис. 5.3). Це дає змогу визначити працюючі інтервали продуктивного пласта, їх часткову участь у загальній витраті (дебіті) рідини, коефіцієнт охоплення розробкою пласта по товщині (відношення працюючої товщини пласта до нафтонасиченої чи до перфорованої), ефективність проведених у свердловині робіт з діяння на привибійну зону пласта.

За наявності результатів вимірювань вибійного тиску можна визначити також коефіцієнт продуктивності (приймальності) кожного інтервалу або в разі досліджень на кількох режимах роботи свердловини - побудувати для них індикаторні діаграми

Лекція 14.