коэффициент вытеснения нефти водой. Коэффициент вытеснения нефти это


/ БТ 5 семестр / Разработка НГМ_заочники / Учебное пособие / Раздел 5

5.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

5.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 – 10 МПа, а в ряде случаев – 15 – 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды – различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при малых его значениях зависимость близка к линейной (рис. 38), но при некотором перепаде давления, расходначинает резко увеличиваться.

Рис.38.Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Это происходит по той причине, что при перепаде давления в призабойной зоне скважины раскрываются трещины, и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, — количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а— дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени :

. (5.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени:

. (5.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды:

. (5.3)

Текущую нефтеотдачупри разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимостиотили от(– поровый объем пласта;– геологические запасы нефти). Типичная зависимость, получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 110-3 – 510-3 МПа·с), с приме-нением заводнения показана на рис. 39.

Рис.39. Зависимость текущей нефтеотдачи от . Нефтеотдача:– безводная;– конечная

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют следующей формулой:

. (5.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 40.

Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

; . (5.5)

На рис. 40 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Рис.40. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от :

1–текущая нефтеотдача ;

2–текущая обводненность

Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 41). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей галереей (x=), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте:

. (5.6)

Охваченные заводнением запасы равны следующей сумме запасов:

. (5.7)

По определению

. (5.8)

Рис.41. Схема заводнения слоистого пласта

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 41, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние , в пласт 3 — на расстояние, а в пласт 4 — на расстояние, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 —и. Суммарные первоначальные запасыв заводненной области пласта определяют по формуле

, (5.9)

тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

, (5.I0)

где – коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта;– коэффициент заводнения.

Вусловиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытесненияна коэффициент охвата, зависимость их отпоказана на рис. 42,

Рис.42 . Зависимость иот

откуда видно, что возрастает с увеличением, аостается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Если же определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (5.10), то их зависимости отпри неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 43.

Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения(кривая 2 на рис. 43) в соответствии с его определением будет

Рис.43. Зависимость от

непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициентыив общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, чтокоэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью (водой), зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемости и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов:

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков).

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

5.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщинойи длиной, пористостьюи проницаемостью(рис. 44).

Рис.44. Модель прямо-линейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно , а давление воды на выходе из него –. Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной . Согласно рис. 44, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение. Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (рис. 44), равная ширине всего пласта, составляет. При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой водыбудет изменяться со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т. е. при cвязанная вода с начальной насыщенностьюполностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 44) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды, вошедший в область пропластка при, можно определить по формуле

. (5.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получаем следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

. (5.12)

С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т. е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют ,(и— постоянные относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

, (5.13)

где — вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода — несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому, аналогично формуле (5.13), можно написать для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, выражение:

, (5.14)

где — вязкость нефти.

Из выражений (5.13) и (5.14), исключая из них давление на фронте вытеснения, получаем:

, (5.15)

.

Приравнивая (5.12) и (5.15), получаем следующее дифференциальное уравнение относительно :

. (5.16)

Интегрируя (5.16) и учитывая, что при t = 0 получа-ем следующее квадратное уравнение относительно:

. (5.17)

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения в пропластке с проницаемостьюв любой момент времени:

;

. (5.18)

Чтобы получить формулу для определения времени обводнения-го пропластка с проницаемостью, положим в первой формуле (5.18), тогда

. (5.19)

Из формулы (5.19) следует, что пропласток с очень большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого «штабеля» расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху – с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину пропластков, проницаемость самого проницаемого которых не ниже, чем некоторое значение, равное, можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

, (5.20)

где — общая толщина всех пропластков в «штабеле».

Формулу (5.20) можно представить в дифференциальном виде, т. е. через плотность распределения, следующим образом:

. (5.21)

Здесь — плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной и проницаемостьюпоступает вода с расходом. Тогда из формул (5.17) и (5.18)

(5.22)

С учетом (5.21) из (5.22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс , находим:

. (5.23)

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени , когда обводнятся все слои с проницаемостью, можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью. В соответствии со сказанным, для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (5.23) получим следующее выражение:

. (5.24)

Дебит воды можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

. (5.25)

С помощью данных формул можно, задавая последовательно значения времени по (5.19), определить. Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, проинтегрировав (5.24) и (5.25), можно определить,и.

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если, справедливы формулы (5.15) и (5.16), следует при этом учитывать, что перепад давления— функция времени, т. е..

studfiles.net

коэффициент вытеснения нефти - это... Что такое коэффициент вытеснения нефти?

 коэффициент вытеснения нефти

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • коэффициент вытеснения
  • коэффициент вытеснения нефти водой

Смотреть что такое "коэффициент вытеснения нефти" в других словарях:

  • коэффициент вытеснения нефти — 3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах. Источник: ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • коэффициент микроскопического вытеснения нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN microscopic oil displacement efficiency …   Справочник технического переводчика

  • коэффициент остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы — Коэффициент нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы после предельного вытеснения нефти (газа) водой. [ГОСТ 22609 77] Тематики геофизические исследования в скважинах Обобщающие термины обработка и интерпретация результатов геофизических …   Справочник технического переводчика

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефтеотдача —         мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно… …   Большая советская энциклопедия

  • РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ — обусловливаются характером проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям Режим Механизм вытеснения нефти из пласта к забоям скважин Некоторые показатели режимов Водонапорные а) гравитационно водонапорный …   Геологическая энциклопедия

  • Непримеров — Непримеров, Николай Николаевич Николай Николаевич Непримеров Дата рождения: 1 мая 1921(1921 05 01) (89 лет) …   Википедия

  • Непримеров, Николай Николаевич — Николай Николаевич Непримеров …   Википедия

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Мировая экономика — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей …   Википедия

universal_ru_en.academic.ru

Коэффициент - вытеснение - нефть

Коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 3

Определяют коэффициент вытеснения нефти из.  [31]

Рассматриваются коэффициенты вытеснения нефти водой и газом и газа водой и нефтью. Число лабораторных экспериментов должно быть таким, чтобы был установлен весь диапазон величин проницаемости, характеризующих пласт.  [32]

На коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом оказывают влияние группа природных факторов и группа факторов, характеризующая условия вытеснения нефти рабочим реагентом.  [33]

Прирост коэффициента вытеснения нефти зависит от концентрации применяемых химических продуктов и объемов создаваемых в пласте оторочек технологических жидкостей. С увеличением этих параметров возрастает значение остаточного сопротивления для воды и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка.  [34]

Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности должны определяться для каждого объекта разработки, каждого месторождения индивидуально. Различие минерального состава горной породы, свойств нефти, структуры порового пространства даже литологически близких нефтяных пластов соседних месторождений приводит к различным результатам в определении остаточной нефтенасыщенности. Для месторождений Западной Сибири особое значение на динамику вытеснения нефти водой имеет качественный и количественный состав глинистого цемента.  [36]

Величина коэффициента вытеснения нефти водой 0 72 завышена из-за дополнительной интенсивной промывки керна при его выбуривании. Методов определения количества вытесненной нефти при интенсивной промывке керна фильтратом нет, поэтому работы по отбору керна из заводненных участков пласта А4 с применением обычного глинистого раствора были прекращены.  [37]

Прирост коэффициента вытеснения нефти, равный 8 - Г1 %, был получен для всех моделей карбонатного пласта и отсутствовал при использовании смеси реагентов для вытеснения нефти из моделей терригенного пласта. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования смеси при заводнении карбонатного коллектора был получен за безводный период, что указывает на снижение межфазного натяжения на фронте вытеснения.  [38]

Увеличение коэффициента вытеснения нефти из призабойной зоны нагнетательной скважины с применением растворов ПАВ обусловливается значительным снижением поверхностного натяжения на границах раздела. При этом происходит дробление глобул нефти, охваченных водой, увеличивается скорость их перемещения в пласте, снижается необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде, сокращается расход воды и улучшаются ее отмывающие свойства.  [40]

Анализ коэффициента вытеснения нефтей различной вязкости из карбонатных коллекторов указывает, что с увеличением вязкости нефти от 20 мПа с до 120 мПа с коэффициент вытеснения уменьшается от 0 59 до 0 32, то есть почти в два раза. Поиск путей снижения вязкости нефти для обеспечения полноты выработки карбонатных коллекторов следует вести с учетом этого обстоятельства По-видимому, это возможно достичь в результате применения термозаводнения.  [41]

Зв - коэффициент вытеснения нефти водой; Vн - объем вытесненной из образца нефти, приведенный к условиям испытания; Vнац - объем нефти, первоначально содержащейся в образце, приведенный к условиям испытания, определенный по разнице объема пустот образца и объема содержащейся в нем воды.  [42]

При определении коэффициента вытеснения нефти на моделях пористых сред, представленных уплотненным молотым кварцевым песком [54], подготовка модели к опыту осуществляется следующим образом.  [43]

Методика исследования коэффициента вытеснения нефти с разным составом включает в себя подготовку установки к работе и ряд последовательных операций в ходе процесса.  [44]

Методы увеличения коэффициента вытеснения нефти с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Увеличение коэффициента вытеснения нефти из призабойной зоны нагнетательной скважины с применением растворов ПАВ обусловливается значительным снижением поверхностного натяжения на границах раздела. При этом происходит дробление глобул нефти, охваченных водой, увеличивается скорость их перемещения в пласте, снижается необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде, сокращается расход воды и улучшаются ее отмывающие свойства.  [2]

Методы увеличения коэффициента вытеснения нефти с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений.  [3]

Если рассматривать механизм увеличения коэффициента вытеснения нефти путем ВГВ при набухании глин, то на микроуровне ( т.е. на уровн. Закачка газа и воды, вызывающая набухание глинистого цемента, изменяет соотношение размеров пор, и газ получает возможность поступать в те поры пласта, куда ранее проникала только вода. Таким образом, при нагнетании газа и пресной воды нефть вытесняется как газом, так и водой из большего числа пор, чем при совместной закачке газа и минерализованной воды, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения.  [4]

Снижение адсорбции ПАВ наряду с увеличением коэффициента вытеснения нефти и увеличением концентрации тяжелых компонентов указывает на более высокую комплексообразующую способность ЛПЭ, которая обусловливает взаимодействие с металло-порфиринами.  [5]

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазо-вой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии также более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно только водой или газом. Основным условием оптимальности процесса во-догазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.  [6]

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.  [7]

В этот период широко применялись методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти водой и охвата пластов заводнением путем создания оторочек из химических реагентов повышенной вязкости или повышающих вязкость и вытесняющие свойства закачиваемой воды за счет сложного взаимодействия закачиваемого реагента с нефтью, пластовой водой и породой пласта.  [8]

Первое направление развития новых методов повышения нефтеотдачи основывается на увеличении коэффициента вытеснения нефти водой.  [9]

На основании комплекса проведенных экспериментальных исследований авторы работ [207, 352] объясняют увеличение коэффициента вытеснения нефти водой при набухании глины изменением структуры порового пространства коллектора, а именно сокращением эффективной пористости.  [10]

Результаты лабораторных исследований показали, что дистшшерная жидкость приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти на 4 - 8 % по сравнению со сточной водой.  [11]

Результаты лабораторных исследований показали, что дистиллер-ная жидкость приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти на 4 - 8 % по сравнению со сточной водой.  [12]

Однако эффект в увеличении нефтеотдачи пластов не так высок, как в увеличении коэффициента вытеснения нефти, ввиду уменьшения охвата пласта рабочим агентом.  [13]

Таким образом, метод гидроразрыва пласта является одной из высокоэффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению коэффициента вытеснения нефти в результате охвата воздействием слабопроницаемых коллекторов и песчаных пластов 2 - й группы с низкой продуктивностью или вскрытых небольшим числом скважин, когда организация заводнения представляет определенные трудности. Изменение фильтрационных зон пласта на большом расстоянии от скважины позволяет охватить обширные зоны коллектора заводнением и тем самым повысить конечную нефтеотдачу пластов.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

коэффициент вытеснения нефти водой - это... Что такое коэффициент вытеснения нефти водой?

 коэффициент вытеснения нефти водой

oil&gas: flood displacement efficiency, water flood displacement efficiency, water flood oil recovery factor, waterflood displacement efficiency, waterflood oil recovery factor

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • коэффициент вытеснения нефти
  • коэффициент вытеснения при заводнении

Смотреть что такое "коэффициент вытеснения нефти водой" в других словарях:

  • коэффициент остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы — Коэффициент нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы после предельного вытеснения нефти (газа) водой. [ГОСТ 22609 77] Тематики геофизические исследования в скважинах Обобщающие термины обработка и интерпретация результатов геофизических …   Справочник технического переводчика

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефтеотдача —         мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно… …   Большая советская энциклопедия

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Эфирные масла* — Под общим названием Э. масел собирают большое количество веществ, имеющих, в сущности, общего только то, что они все образуются в растениях и обладают запахом, да и то это последнее качество надо принять с оговоркой. Некоторые Э. масла не… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Эфирные масла — Под общим названием Э. масел собирают большое количество веществ, имеющих, в сущности, общего только то, что они все образуются в растениях и обладают запахом, да и то это последнее качество надо принять с оговоркой. Некоторые Э. масла не… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Сургутнефтегаз — (Surgutneftegaz) Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз, перспективы развития Содержание Содержание Общая о ОАО «» История фирмы ОАО «Сургутнефтегаз»… …   Энциклопедия инвестора

  • Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. В настоящее время заводнение — самый распространенных в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Рис.32. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе наводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 — 10 МПа, а в ряде случаев — 15 — 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные  скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 32), но при некотором перепаде давления , расход  начинает резко увеличиваться

Это происходит по той причине, что при перепаде давления  в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если  — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, — количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а — дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени

                                                       (6.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени

                                                          (6.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

                                                              (6.3)

Текущую нефтеотдачу  при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости  от  или   от ( — поровый объем пласта;  — геологические запасы нефти). Типичная зависимость , получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1 — 5×10-3  МПа.с), с применением заводнения показана на рис. 33.

Рис.33. Зависимость текущей нефтеотдачи от . Нефтеотдача: - безводная; - конечная.

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

 

 

 

 

 

 

                                 (6.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 34.

Рис.34 Зависимость текущей нефтеотдачи  и обводненности продукции от :

1-текущая нефтеотдача ; 2-текущая обводненность

Текущая обводненность  продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

 .             (6.5)

На рис. 34 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .

Как уже было указано в разд. I, коэффициент текущей нефтеотдачи  равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой  на коэффициент  охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой  при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно к о э ф ф и ц и е н т о м  о х в а т а пласта воздействием  называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 35).

Рис.35. Схема заводнения слоистого пласта

Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклииивания в области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей галереей (x=), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

                               (6.6)

Охваченные заводнением запасы , равны следующей сумме запасов:

                                                 (6.7)

По определению

                                  (6.8)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 35, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние , в пласт 3 — на расстояние , а в пласт 4 — на расстояние , то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить , а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 —  и . Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта определяют по формуле

                                                  (6.9)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

,                (6.I0)

где — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта;    — коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения  на коэффициент охвата , зависимость их от , показана на рис. 36, откуда видно, что  возрастает с увеличением , а  остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Рис.36 . Зависимостьи  от

Если же  определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (6.10), то их зависимости от при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 37.

Рис.37. Зависимость от

Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области  (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения  (кривая 2 на рис. 37) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата  (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты и в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения  в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью — водой, зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении  зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки – расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой их образцов-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т.е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода  из образца добывается незначительное количество нефти (рис. 38, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Рис.38. Зависимости текущей нефтеотдачи от :1 и 2 – кривые, построенные по данным  соответственно при поршневом и непоршневом вытеснении нефти водой.

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через неё при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 38). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон  в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 38).

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образце 2 — кривая 2 (см. рис. 38). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды . Как видно из рис. 38, из  образца 1 при  почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми — наклонной, соответствующей условию  и параллельной оси абсцисс, справедливой при . Обе прямые на рис. 38 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред — модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 38), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения  и объем закачанной в пористую среду воды , равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой.

6.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной и длиной , пористостью  и проницаемостью  (рис. 39).

Рис.39. Модель прямолинейного пропластка при  поршневом вытеснении нефти водой

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно , а давление воды на выходе из него . Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной . Согласно рис. 39, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение . Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (см. рис. 39), равная ширине всего пласта, составляет . При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды  будет изменяться со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т. е. при cвязанная вода с начальной насыщенностью полностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 39) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды , вошедший в область пропластка при , можно определить по формуле

                              (6.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получим следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

.                                (6.12)

С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т. е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют , ( и  — постоянные относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

  ,                                              (6.13)

где — вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода — несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому, аналогично формуле (6.12), можно написать для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, выражение

,                                                   (6.14)

где  — вязкость нефти.

Из выражений (6.12) и (6.13), исключая из них давление  на фронте вытеснения, получим

,                       (6.15)

.

Приравнивая (6.12) и (6.15), получим следующее дифференциальное уравнение относительно :

.          (6.16)

Интегрируя (6.16) и учитывая, что  при t=0 приходим к следующему квадратному уравнению относительно :

.                  (6.17)

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения  в пропластке с проницаемостью  в любой момент времени

;

.                                  (6.18)

Для того чтобы получить формулу для определения времени  обводнения -го пропластка с проницаемостью , положим в первой формуле (6.18) .

Тогда

.                         (6.19)

Из формулы (6.19) следует, что пропласток с очень  большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого «штабеля» расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху – с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину  пропластков, проницаемость самого проницаемого которых не ниже, чем некоторое значение, равное , можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

                                ,                                       (6.20)

где   — общая толщина всех пропластков в «штабеле».

Формулу (6.20) можно представить в дифференциальном виде, т. е. через плотность распределения, следующим образом:

.                                             (6.21)

Здесь  — плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной и проницаемостью поступает вода с расходом . Тогда из формул (6.17) и (6.18)

                                                 (6.22)

С учетом (6.21) из (6.22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс , найдем

.                                                 (6.23)

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени , когда обводнятся все слои с проницаемостью , можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью . В соответствии со сказанным для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (6.23) получим следующее выражение:

.                                            (6.24)

Дебит воды  можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

.                                              (6.25)

С помощью приведенных формул можно, задаваясь последовательно значениями времени по (6.19) определять . Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, можно определить, проинтегрировав (6.24) и (625), ,  и .

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода  закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько  иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а  также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если , справедливы формулы (6.15) и (6.16), следует при этом учитывать, что перепад давления   — функция времени, т. е. .

Введем функцию :

 .         (6,26)

Из формулы (6.15), если ее записать относительно дифференциалов расхода  и толщины пласта , с учетом (6.26) получим

.                                     (6.27)

Как и в случае постоянного перепада давления, при постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды к некоторому моменту времени  часть слоев окажется полностью обводненной и из них будет добываться только вода, из другой, же части будут добывать безводную нефть. Поэтому полный расход закачиваемой во всю толщу слоистого пласта воды  можно определить в результате интегрирования выражения (6.27) и прибавления к правой его части интеграла, учитывающего приток воды из обводнившихся слоев. Имеем

.            (6.28)

Обучающемуся предлагается следующая процедура последовательного определения . Вначале следует задаться значением проницаемости , по формуле (6.19) определить время обводнения слоя , после чего для данного  вычислить . Затем определяют интегралы, входящие в формулу (6.28), и  при заданном . Вычислительные операции повторяют при других меньших значениях  для получения зависимости .

Дебит нефти находят по формуле

,                                    (6.29)

а дебит воды — по формуле

.                                       (6.30)

В радиальном случае при поршневом вытеснении нефти водой из отдельного слоя вместо уравнения (6.12) будем иметь

.                                                      (6.31)

Пусть в некоторый  момент времени фронт вытеснения нефти водой в -м слое дошел до радиуса , где пластовое давление равно . Тогда интегрируя (6.31) от радиуса скважины до радиуса , получим

.                                          (6.32)

В области , т.е. впереди фронта вытеснения, движется нефть с тем же расходом , так что аналогично (6.32) имеем

.                        (6.33)

Из (6.32) и (6.33)

.      (6.34)

Аналогично (6.12) для i-го пропластка

.                            (6.35)

Приравнивая правые части (6.34) и (6.35) и опуская индекс , получим

.             (6.36)

Обозначим   и проинтегрируем (6.36) при  Тогда

. (6.37)

Теперь можно найти время , соответствующее началу обводнения пропластка с абсолютной проницаемостью . Полагая , получим

 (6.38)

Из формулы (6.34)

.                                         (6.39)

Интегрируя (6.39), как и для прямолинейного случая, при   имеем

;                   (6.40)

Для вычисления интеграла (6.40) в подынтегральное выражение следует подставить  из формулы (6.37). Поэтому в общем случае  необходимо определять, по-видимому, численным путем с использованием ЭВМ. Однако, как и в прямолинейном случае, при  вычисления упрощаются. Выражение (6.40) превращается в следующую формулу:

.                               (6.41)

.                               (6.42)

Необходимо задаваться величиной , определять момент обводнения слоя с проницаемостью  по формуле (6.38) и  в соответствии с известным вероятностно-статистическим законом распределения абсолютной проницаемости определять  и .

oilloot.ru


Смотрите также