Режим растворенного газа. Разновидности режима.

При уменьшении давления ниже давления на­сыщения в раз­рабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выде­лившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газо­насыщенности в связи с прогрессирующим сни­жением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, обра­зуя в по­вышенной части пласта газовое скопле­ние — газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднород­ность.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, на­зывают режимом растворенного газа. Если произо­шло отделение газа от нефти в пласте в целом и обра­зовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильт­рации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показы­вают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро пе­реходит в газонапорный.РНМ при РРГ характеризуется быстрым па­дением пластового давления и добычи нефти, низкой технологической эффективностью. При РРГ запасы пластовой энергии зависят от коли­чества растворенного газа в нефти.

Смешанный режим

Нефтяной пласт имеет круговую форму с ра­диусом R. Водоносная область бесконечна. Требуется определить дебит притока газирован­ной нефти к скважине при смешанном режиме.

Для дебита газированной нефти полу­чим аналог формулы Дюпюи

, (5)

- функция Христиановича.

Приближенная формула

(6)

где k_н=0,65k (И.Чарный);

k_н=(0,944 — 21,43αμ_г/ μ_н)k (Розенберг)

Режим чисто растворенного газа

Используя закон Дарси для массового дебита нефти и газа, из уравнения материального ба­ланса можно получить уравнение Царевича для определения зависимости средней насыщенности от среднего давления

(7)

где ψ - отношение относительных фазовых про­ницаемостей газа и нефти.

Уравнение (7) решается численно по схеме

(8)

где - правая часть уравнения (7) при

Лапук Б.Б. показал, что при радиальной фильтрации газированной жидкости среднее дав­ление по объему мало отличается от давления на контуре. Следовательно, средняя насыщенность нефти тоже мало будет отличаться от насыщен­ности на контуре и в (7)-(8) знак осреднения можно опустить.

Режим газонапорный

Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделя­ясь из нефти, всплывает под действием сил гра­витации в газовую шапку. Таким образом, неф­тяной пласт разрабаты­вается при газонапорном режиме. Месторождение разбуривается равно­мерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образу­ются воронки депрессии. Объем пласта V_oп, охва­ченный процессом разработки: (56)

где V_пл - общий объем пласта.

Будем считать, что разработка пласта нача­лась с того мо­мента времени, когда среднее пла­стовое давление р было рав­но давлению насыще­ния р_нас.

28. Расчет показателей разработки слои­стого неоднородного пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.

Вытеснение из слоистого пл-та при ∆Р = const. Распределение прониц-сти по слоям задано з-ном f(k). Слои расположены по мере возрастания прониц-сти, начиная снизу. Прониц. слоев меняется от 0 до ∞. Пусть в некоторой слой толщиной ∆h и прониц.ю k поступает в. с расходом ∆q. Для этого слоя запишем урав-е (9): (10) или в дифференциальном виде (11) В первую очередь обводняются высокопроницаемые пропл-тки. Пусть к моменту t=t* все слои с k≥k* обводнились и из них добывается только в., а из слоев с 0≤k≤ k* добывается Н.. (12) (13) Порядок расчета: Задать з-н распределения прониц-сти f(k) Задать время t*=1год по (8) определить k* по (12) и (13) определить дебит н. и в.. Повторить пп 2-4 для других t* =.2, 3, 4,…год.

29. Теория многофазного течения. Закон Дарси. Относительные Фазовые проницаемо­сти и капиллярное давление. Функция Бак­лея–Леверетта. Осредненные относительные Фазовые проницаемости.

Закон Дарси для однородной жидкости

q =

для двухфазного течения

где k - абсолютная проницаемость пористой среды,

k_в,k_н - относительная фазовая проницаемость воды и нефти.

Закон Дарси описывает движение жидкости в по­ристой среде в среднем. Число Рейнольдса для пористой среде Re= vργ_ж/μ.

v-модуль средней скорости течения; ρ – ха­рактерный размер пор. Движение жидкости в пористой среде даже при ничтожно малом числе Рейнольдса схоже с турбулентным тече­нием.

Капиллярное давление. Разность давлений между не смачивающей и смачивающей фазах называется капиллярным давлением. Для системы нефть-вода.

P_k = P_н - Р_в

Если порода гидрофильна, то Р_к >0

Если гидрофобна, то Р_к <0

Для системы газ – вода

Р_к = Р_r - Р_в

Кривые Р_к для гидрофильног о пласта.

1-дренирование (вода вытесняется нефтью)

2-впитывание (нефть вытесняется водой)

Кривые Р_к для гидрофобного пласта в за­висимости от S_н

Для кривой Р_к Левертт предложил безраз­мерную функцию J(s)

(6)

Относительные фазовые проницаемости. Относительные фазовые проницаемости за­висят от разных факторов: насыщенности, градиента давления, капиллярных характери­стик, структуры порового пространства, от вяз­кости фаз. Однако обычно принимают, что они являются однозначными функциями насыщен­ности.

Характерными точками кривых относитель­ных фазовых проницаемостей является точки

S = S_св, S = S_m =1-S , (11)

При S = S_св К_в(S_св) =0,

При S = S_m К_н(S_m) =0.

Определение относительных фазовых про­ницаемостей производят по лабораторным опы­там вытеснения в установившемся режиме.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного линейного пласта при заданном расходе закачиваемой воды V. Жидкости несжи­маемые, порода недеформируемая. Длина пласта L, поперечное сечение b*h.

Закон Дарси:

(1)

(2)

s_в + s_н =1, s=1- s_в

Уравнение неразрывности

V_н +V_в = V= const (5)

Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем гра­диент давления и подставим в (1). Получим

V_в = V f (s), (6)

где

(7)

функция Баклея Леверетта; μ_о= μ_н/ μ_в

 

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 m_в /m_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 h₀ = h₀₁ h₂, где h₀₁ - 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. Вел-ну безгазавого дебита м/о оценить по ф-ле:

Q= 2ПKh_ср º h /µ ln (r_k/r_c)

hср=(hk-hc)/2

º = ºн - ºг

h = hk – hc – неперфорир-ая нефтенас-ая толщина

º и h в фор-ле соот-т Р в фор-ле Дюпюи. Расчет проц-са разраб-ки нефтегазового местор-ия без воздействия на пласт производ-ся по методике расчета разр-ки нефт-го местор-ия с вторичной газ-ой шапкой.

Разраб-ка нефтегазоконден-го местор-ия.

НГКЗ-это нефтегазовые залежи в газ.части кот-х содер-ся значит-ое кол-во жирного газа С₃-С₈. Если содер-ие ЖГ в газ.части менее 150-200 г/м3,, залежь относят к НГЗ, если более 200, то к НГКЗ. Пусть имеется замкнутое однопластовое НГКЗ. Д/расчета проц-са разр-ки воспольз-ся фор-ой многокомпон-го матер-го баланса.

Ведем обознач-ия: N1,N2,N3-общая масса газа, конден-та, Н; G1,G2-масса Г. в газовой фазе, масса конд-та в газ.фазе; L1,L2-масса Г. расв-го в Н, масса конден-та расв-го в Н.

N1=G1+L1; N2=G2+L2 (2). Баланс-ое соотн-ие объема компон-в в разрабатываемой части пласта:

L1/p1k+l2/ p2k+N3/pн=SнVпл (3)

p- кажущаяся плотность

Масса раствор-го г. в Н. согл-но з-ну Генри: L1=´N3P (4)

´-Корэф.расвор-ти г

Р-давление

Ур-е сост-ия реального г:

(1-Sн)Vпл=(G1+G2)Pатº/pг.атP (5) º=z/zат (6)- отнош-е коэф. Сверхсжим-ти г. при пласт-м и атмосф-м давлениях.

Вел-ны N1,N2,N3 изв-ны по промыс-му учету добыв-ой прод-ии. Д/опред-ия неизвест-х G1,G2,L1,L2,Sн,P исп-т сис-му Ур-ий 2-6.На режиме истощ-ия из газ-х и нефтегаз-х залежей м/о извлечь 92-95% зап-в г. Однако извлеч-ие зап-в жирных г. сост-т всего 45-80%, ост-ая часть в пористой среде выпад-т в конденсат и остается в пласте в виде связной неподв-ой фазы. При зак-ке в. в газоконденсатную часть пласта происх-т незначит-ый прирост добычи конден-та.