Разработка глубокозалегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением и месторождений неньютоновских нефтей

Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому. Если же на­чальное пластовое давление близко к вертикаль­ному горному, т. е. геостатическому, то та­кое давление считают аномально высоким или ано­мальным. Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах, залегающих на глубинах свыше 3,5 - 4 км. При высоком средневзвешен­ном пласто­вом давлении р среднее нормальное напряжение s сравнитель­но низкое. Следова­тельно, породы пласта в течение длительно­го геологического времени оставались мало нагру­женными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного мес­торождения с ано­мально высоким пластовым давлением без воз­действия на пласт пластовое давление быстро снижается. Рг=Рпл+ (1)

При АВД напри-е сравнит-но низкое. При разр-ке пласта с АВД без воздействия Рпл быстро падает и порода деформир-ся. Завис-ть порист-ти m от

(2)

(3)

Масса Н в пласте:

Mн=pн Vн(1-Sсв) (4)

Vн-поровый объем

Из (4) определим тек-ую добычу Н.: (5) Завис-ть плот-ти Н. от давления будем считать линейной:

Объем пор: Vп=mVпл(7)

Из 3-7 порлучим:

(8)

Интегрируя (8) найдем:

Ур-ие (9) устан-т связь м/у накопленным отбором Н. и текущим Рпл.

Рассмотрим случай разработки пластов с ано­мальными свойствами пластов, со­держащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с началь­ным градиентом сдвига, фильтрация которых происхо­дит по закону, предложенному А. X. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая на­чальным градиентом сдвига, стала филь­троваться в пористой среде, необходимо к этой среде при­ложить градиент давления, больший, чем это следует из закона Дарси. На рис. 110 показана схема элемента пятито­чечной системы разработки пласта, содержащего нефть, обладающую началь­ным градиентом сдвига. Как видно, водонефтяной кон­такт сильно деформируется и к добывающим скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жид­костью и спра­ведлив обобщенный закон Дарси для фильтрации нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так назы­ваемой бесконечной промывке пла­ста, т. е. при прокачке через пласт больших объ­емов воды, многократно превышающих его по­ровый объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обла­дает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образо­вавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального гради­ента сдвига, так и останутся в пласте не извле­ченными.

Рис. 110. Схема элемента пятиточеч­ной сис­темы разработки:1 - добывающие скважины; 2 - целики нефти, 3 - положение водонефтяного кон­такта в момент времени t₃, 4 - положение водонефтяного кон­такта в момент времени t₂ < t₃, 5 - положение во­донефтяного кон­такта в момент времени t₁ < t₂; 6 - нагне­тательная скважина, 7 - обводнявшаяся область пласта

 

33. Трещиновато-пористые пласты. Особенно­сти их геологического строения и разработки.

Существенное влияние трещин, имеющихся в пласте, на про­цессы его разработки может под­тверждаться целым рядом фак­торов. К одному из наиболее важных из них относят несоответ­ствие фактической проницаемости пласта и проницае­мости образцов пород, извлеченных из продук­тивно­го пласта при его разбуривании. Если фак­тическая проницаемость пласта выше проницае­мости отобранных из него образ­цов пород, то обычно считают, что увеличение проницаемости связано с наличием трещин в пласте. Разработка трещиновато-пористых пл-тов при вытеснении н. водой. В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по кото­рым движется нефть к забоям добывающих скважин при раз­работке таких пород, на что указывает несоответствие прони­цаемости кернов и проницаемости, опреде­ленной в результате гидродинамических иссле­дований скважин. В процессе разработки трещи­новато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород.

∂(mтρ)/∂t+∂(ρ∂Vx/∂x)/∂x+∂(ρ∂Vy/∂y)/∂y+∂ (ρ ∂ Vz/∂z)/∂z –q=0 (5)

∂(mбρ)/∂t+q=0, (6)

где q – количество жид-ти, перетекающее за единицу времени из блоков в трещины в единице объема среды.

q=(αρkб/μ)(pб-pт)/ℓ2 (7)

Трещинная пористость мала и ею можно пренебречь, пористость блоков - считать функцией обоих Р

∂(mб)/∂t=mбо(β21∂pб/∂t+β22∂pT/∂t). (8)

где mбо, β21, β22 – числовые коэффициенты.

Зависимость плотности жид-ти от Р можно считать линейной.

Из уравнений (5)-(7) можно получить одно дифференциальное урав-е для pт.

Анализ полученных уравнений:

Характеристики движения в блоках и трещинах оказываются различными. Поэтому ТПС рассматривают как систему вложенных друг в друга сред:

Среда 1, в которой роль зерен породы играют пористые блоки, а роль поровых каналов –трещины;

Среда 2 – система пористых блоков, состоящих из зерен породы и мелких пор.

Наиболее полная модель движения жид-ти в ТПС состоит из уравнений неразрывности для пористых блоков и из уравнений неразрывности для трещин, связанных м/у собой дополнительным членом, выражающим интенсивность перетока в каждой точке