Слайд 1Неоднородность нефтегазоносных пластов
Слайд 2
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в
пределах залежи.
Различают :
Микронеоднородность это изменчивость размеров пор, трещиноватости, смачиваемости.
Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.
Макронеоднородность отражает залегание пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Неоднородность, выражается в прерывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидными включениями в толще основного горизонта, расчлененностью и др.
Слайд 4Основные виды макронеоднородности
Слайд 5Слоистая неоднородность – пласт разделяется по толщине на несколько слоев,
в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична
от проницаемости соседних слоев.
Слайд 6В слоисто-неоднородном пласте:
При одном и том же значении координаты x
давления в каждом пропластке одинаковы. Распределение давления в каждом пропластке
линейно вдоль линии тока;
градиент давления в каждом пропластке одинаков;
скорость фильтрации в i-том пропластке своя, пропорциональная проницаемости пропластка Кi;
дебит потока равен сумме дебитов отдельных пропластков.
Слайд 7Если скважина дренирует несколько пропластков , то общий приток из
многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:
Параметры
k, h, μ, (Pк - Pс) q
Слайд 8Зональная неоднородность- пласт по площади состоит из нескольких зон с
различной проницаемостью.
Слайд 9Распределение давления в каждой зоне линейное;
градиент давления в пределах каждой
зоны постоянный, но разный в различных зонах;
дебит потока несжимаемой жидкости
в силу условия неразрывности постоянен в любом поперечном сечении потока;
скорость фильтрации постоянна в любом поперечном сечении потока.
В зонально-неоднородном пласте:
Слайд 11ПРИТОК К НЕСОВЕРШЕННЫМ СКВАЖИНАМ
Слайд 12Скважина гидродинамически несовершенная по степени вскрытия пласта – это скважина
с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю толщину.
Слайд 13Скважина гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта – это скважина,
вскрывшая пласт на всю толщину, но сообщающаяся с пластом через
систему перфорационных отверстий или специальные фильтры.
Слайд 14С=С1+С2 – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени
вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2).
Скважина гидродинамически несовершенная
как по степени, так и по характеру вскрытия.
Слайд 15Значения С1 и С2 находятся по графикам В.И.Щурова, общий вид
которых представлен на рис.
С1 находится с помощью параметров:
и
.
Слайд 17приведенный радиус скважины, т.е. радиус такой гидродинамически совершенной скважины, дебит
которой равен дебиту данной несовершенной скважины.
Значения приведенного радиуса обычно составляют
(10-210-4) м.
Иногда гидродинамическое несовершенство скважины учитывается при помощи коэффициента совершенства :
Слайд 18Несовершенство по качеству вскрытия
Слайд 19S=S1+S2. S1 – коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС
из-за несовершенства скважины по качеству первичного вскрытия (загрязнение пласта фильтратом
бурового раствора, цементным раствором и т.п.);
S2 - из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия (возникновение зоны кольматации вокруг перфорационных каналов).
Слайд 20Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
Слайд 22 = Kh/ - гидропроводность пласта, характеризующая зону с естественной
проницаемостью, т.е. зону пласта за пределами проникновения технологических жидкостей.
Слайд 24Потенциал скорости фильтрации
потенциалом скорости фильтрации называется функция, производная которой с
обратным знаком вдоль линии тока равна скорости фильтрации.
потенциала для точечного
стока на плоскости
Точечным источником называют точку на плоскости, поглощающую жидкость (модель нагнетательной скважины бесконечно малого радиуса).
Слайд 25Принцип суперпозиции
При совместной работе в пласте нескольких скважин результирующий потенциал
в любой точке пласта М равен алгебраической сумме потенциалов Ф1,
Ф2,…,Фn, обусловленных работой каждой отдельной скважины
Скорости фильтрации при этом складываются геометрически.
Слайд 26ЭГДА (электрогидродинамическая аналогия)
Аналогия между гидродинамическими и электрическими процессами проявляется в
следующем:
1) изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления
в пласте
2) электрическое сопротивление участка электрической сетки пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта
3) сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающей через участок моделируемого пласта
При этом справедлив закон Кирхгофа, согласно которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:
Слайд 29При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения
самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Условием
существования этого режима является
Слайд 30Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:
залежь закрытая, не имеющая
регулярного питания;
обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие
газовой шапки;
наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;
превышение пластового давления над давлением насыщения.
Слайд 31При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления
происходит в пределах самой залежи,
во всей системе, питающей залежь
упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.
Слайд 32Коэффициент упругоемкости пласта
Коэффициент пьзопроводности
Коэффициент гидропроводности
ХАРАКТЕРИСТИКИ
Слайд 33Подсчет упругого запаса жидкости в пласте
Под упругим запасов жидкости
в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта
при снижении давления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.
Слайд 34Коэффициент объемной упругости жидкости ж характеризует податливость жидкости изменению ее
объема и показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем
жидкости при изменении давления на единицу:
Для различных нефтей отечественных месторождений н=(730)10-1 1/ГПа; для пластовых вод в=(2,75)10-1 1/ГПа;
для пород, слагающих продуктивные пласты,
с=(0,32)10-1 1/ГПа.
Слайд 35Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости,
нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)
βн:
Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора.
Слайд 36Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7
ГПа-1),
а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа –
повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1).
Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.
Слайд 37Коэффициент упругоемкости * численно равен изменению упругого запаса жидкости в
единице объема пласта при изменении в нем давления на единицу.
Слайд 39Под газовым фактором Гг понимается отношение объемного расхода газа Qго,
приведенного к атмосферному давлению, к объемному расходу нефти Qно в
нормальных условиях;
под водонефтяным фактором Гв — отношение объемного расхода воды Qво к объемному расходу нефти Qно в нормальных условиях. Гг = Qго/Qно
Слайд 40С. А. Христиановичем была показана возможность сведения нелинейных задач установившейся
фильтрации газожидкостных систем к задачам движения однородной несжимаемой жидкости в
пористой среде:
Н(р) =
Слайд 41Зависимость параметров от давления называются уравнениями состояния флюида и пористой
среды.
0, 0, m0, К0 – значения параметров при фиксированном (начальном
давлении Р0;
, , m, К – значения параметров при текущем давлении Р;
ж – коэффициент объемного сжатия жидкости, Па-1;
с – коэффициент объемной упругости среды, Па-1;
, m, к – коэффициенты, определяемые экспериментально и зависящие от свойств жидкости и породы, Па-1.
При значительных изменениях давления зависимость экспоненциальная, при малых депрессиях – линейная.
Слайд 43Двухфазная фильтрация
При совместном движении двух (или более) флюидов, каждый из
них занимает только часть порового пространства. Насыщенность элемента пористой среды
данной фазой Si = Vi/Vn, где i= 1,2 (S1, S2— насыщенность смачивающей и несмачивающей фазами), Vi — объем среды, занятой жидкостью, Vn— общий объем активных пор в данном элементе.
S1 + S2=1,S1=S.
Слайд 44Закон Дарси
где 1 и 2 — скорости фильтрации фаз; 12—динамические
коэффициенты вязкости жидкостей; p12— разности давлений в соответствующих фазах; k12*
— фазовые проницаемости, зависящие от природы пористой среды, ее абсолютной проницаемости k, от насыщенности пористой среды каждой фазой.
При описании двухфазных течений обычно вместо фазовых проницаемостей вводят «относительныепроницаемости» kiфаз, определяемые из отношений:
k12 =
Слайд 45Закон Дарси для каждой из фаз :
Здесь и далее индекс
i = 1 будем относить к более смачивающей фазе -
воде (в системе вода-нефть), а индекс i = 2 - к менее смачивающей жидкости - нефти;
Слайд 46Для каждой фазы существует предельная насыщенность такая, что при меньших
значениях насыщенности эта фаза неподвижна.
Движение первой фазы может происходить
только в том случае, если S>S* (для водонефтяной системы S* называют насыщенностью связанной водой).
Для второй фазы связанная насыщенность 1—S*и называется остаточной нефтенасыщенностью.
Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения S меньше 1:
k1(S) + k2(S)1 0
Слайд 48 Относительная проницаемость смачивающей фазы при S*имеет значение меньше 1,
тогда как величина к2(S) при S*, близка к единице.
Это
означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение несмачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной несмачивающей фазы значительно «стесняет» движение смачивающей фазы.
Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность
Слайд 49 Обобщенный закон Дарси для трехфазной фильтрации
Слайд 50При содержании в породе более 35% газа движущейся фазой является
только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор,
неподвижны.
При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть.
Затененные области, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-нефть. В центре диаграммы расположена область насыщенностей, при которых в потоке одновременно движутся три фазы.
Слайд 51Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному насыщению пористой среды одной из
фаз.
Противоположные эти вершинам стороны соответствуют отсутствию данной фазы в породе.
В
каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице.
Кривые линии отделяют на диаграмме возможные области одно-, двух- или трехфазного течения.
Слайд 52Насыщенности фаз Si удовлетворяют равенству:
S1+S2+S3=1.
При этом следует иметь ввиду, что
фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей Sн и
Sв (газонасыщенность Sг=1-Sн-Sв):
Кн=Кн(Sн,Sв);
Кв=Кв(Sн,Sв);
Кг=Кг(Sн,Sв).
