Барьерное, внутриконтурное и законтурное заводнения

Эти системы заводнения предназначены для разработки крупных НГМ, нефтяные части которых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путём барьерного заводнения (рис 2.3.2).

Рис. 2.3.2

Система разработки НГМ с сочетанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнения

1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения;

2 – нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения;

3 – нефтедобывающие скважины;

4 – нагнетательные скважины барьерного заводнения;

5 – газодобывающие скважины;

6 – внешний контур нефтеносности;

7 – контур газоносности.

Нефтяная часть месторождения имеет большую ширину, позволяющую разместить несколько полос трёхрядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 – 600 м. Так же как и в предыдущем случае скважины барьерного заводнения отделяют газовую часть от нефтенасыщенной, что способствует осуществлению их более независимой разработке с ограничением перемещения газа в нефтенасыщенную часть пласта.

В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения прорыва газа к нефтяным скважинам бурят два барьерных ряда нагнетательных скважин, что приводит к ещё большему снижению газового фактора нефтяных скважин.

ЛЕКЦИЯ 4

6.1. Многофазная фильтрация, непоршневое вытеснение.

Основные характеристики многофазной фильтрации.

Добыча нефти как при естественных режимах эксплуатации, так и при поддержании пластового давления заводнением или нагнетанием газа, происходит посредством замещения нефти в поровом пространстве водой или газом.

При взаимодействии пластовых флюидов между собой со скелетом пористой среды возникают капиллярные явления, неполное и неравномерное вытеснение нефти, образование в продуктивном пласте зон совместного течения флюидов, т.е. многофазной фильтрации. Неполное вытеснение снижает коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Главными характеристиками движения многофазной системы являются насыщенности и скорости фильтрации каждой фазы.

Насыщенность I-фазы определяется отношением

I=1,2,3 (6.1)

где объем порового пространства,

-часть объема порового пространства, занятого I-фазой.

(6.2)

Из (6.2) следует, что в многофазной системе существует n-1 независимых насыщенностей.

Для двухфазных систем (вытеснение нефти водой) в качестве независимой переменной выбирают насыщенность вытесняющей фазы – водонасыщенность.

6.2. Уравнения движения трехфазной фильтрации.

Уравнения движения I-фазы – фильтрации – можно описать законом Дарси, записанным для каждой фазы

(6.3)

I=1,2,3

где v_i – скорость фильтрации I-фазы;

k –абсолютная проницаемость;

- относительная проницаемость I- фазы;

- динамическая вязкость I- фазы;

P_i- пластовое давление I-фазы;

- плотность I-фазы.

Давления в фазах вообще говоря не равны между собой и отличаются на величину капиллярного давления.

(6.4)

где P_k – капиллярное давление или капиллярный скачок.

Из курса физики пласта известно, что

(6.5)

где - коэффициент поверхностного натяжения;

- статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой;

m- пористость;

- безразмерная функция Леверетта, которая определяется для каждого типа коллектора.

6.3 Уравнения неразрывности трех- и двухфазной фильтрации.

Из курса Механики сплошной среды известно, что уравнения неразрывности (сплошности) можно представить в виде

I=1,2,3 (6.6)

Обозначения те же.

Для слабосжимаемых или несжимаемых жидкостей, в случае двухфазной фильтрации, имеем

I=1,2 (6.7)

Для непоршневого вытеснения нефти водой, учитывая что

,уравнения (6.7) примут вид

(6.8)

Наиболее разработаны модели одномерного движения двухфазных жидкостей – прямолинейно-параллельное и плоскорадиальное течения.

Одномерные модели предполагают следующие допущения:

- жидкости несжимаемые и несмешиваемые;

- фазовые переходы отсутствуют;

- динамические вязкости -постоянны;

- относительные проницаемости и капиллярное давления являются известными функциями водонасыщенности;

- пористая среда несжимаема m- const.

при этих предположениях, полагая из (6.8) получим

(6.9)

Суммируя уравнения (6.9), получим

(6.10)

Поскольку , из (6.10) следует, что суммарная скорость фильтрации двух фаз не зависит от координат, а зависит только от времени

v(t)=v_в(t)+v_н(t) (6.11)

Из (6.11) следует, что суммарный объемный расход для прямолинейно-параллельного потока также зависит только от времени или может быть постоянным:

Q(t)=v(t)Bh (6.12)

где B,h – ширина и толщина галереи(пласта)

Для плоскорадиального потока объемный расход(дебит) зависит от времени и от r –расстояния до оси скважины;

Q(t)=v(t)2rh (6.13)

Полная система уравнений для описания двухфазной фильтрации состоит из 4-х уравнений движения (6.3), двух уравнений неразрывности (6.9), которые дополняются уравнениями состояния или реологическими уравнениями, начальными и граничными условиями.

6.4 Уравнение для определения насыщенности.

Рассмотрим прямолинейно-параллельное вытеснение нефти водой

Рис.6.1

Рис. 6.1. Схема одномерной двухфазной фильтрации с учетом сил тяжести.

Капиллярное давление считаем известной функцией насыщенности

P_н=P_в+P_k() (6.4)

Уравнения фильтрации (6.3) для наклонного пласта примут вид:

(6.14)

Решаем (6.14) с учетом (6.4) и (6.11).Введем функцию Бакли-Леверетта

(6.15)

где . Обозначим

тогда выражение для скорости фильтрации воды примет вид

(6.16)

введем безразмерные координаты где L- длина пласта.

Пусть суммарная скорость фильтрации v= const

Подставим (6.16) в уравнение неразрывности (6.9), тогда с учетом (6.5) после преобразований, получим уравнение для определения насыщенности

(6.17)

Здесь A_g, A_k –безразмерные параметры, характеризующие отношения сил тяжести и капиллярных сил к силам вязкости и равны

(6.18)

Параметр A_k =0, если рассматривать вытеснение в пласте где L – велико, или если пренебречь капиллярными силами.

Если мало, то силами тяжести также можно пренебречь, A_g=0.

6.5. Модель Бакли-Леверетта непоршневого вытеснения нефти водой

В этой модели капиллярными и массовыми силами пренебрегают A_k=A_g=0

Тогда уравнение (6.17) примет вид

или (6.19)

где f()= функция Бакли-Леверетта или функция распределения потока фаз,

В координатах t,x (6.19) примет вид

(6.20)

Из выражения (6.16) и (6.11) следует что

Таким образом, функция Бакли-Леверетта равна объемной доле потока вытесняющей жидкости в суммарном потоке двух фаз.

Поскольку суммарная скорость не зависит от x и плотность жидкостей константа, то режим жесткий, упруговодонапорный.

По мере продвижения воды в прямолинейном пласте фронт воды продвигается к галереи нефтедобывающих скважин, водонасыщенность в каждом сечении заводненной области увеличивается. В какой-то момент времени t насыщенность будет равна , через некоторое время это же значение будет и в конце пласта на забоях добывающих скважин. Поэтому

(6.21)

Сравнивая (6.20) и (6.21) для v- постоянной, из уравнения материального баланса получим зависимость для - насыщенности на фронте вытеснения

(6.22)

где - остаточная связанная вода.

Время безводного периода определяется

(6.23)

Учитывая, что режим жесткий водонапорный объем закаченной воды будет равен объему добываемой жидкости, и коэффициент вытеснения нефти водой будет равен с учетом (6.23)

= (6.24)

КИН равен

(6.25)

где - коэффициент охвата пласта заводнением. Для определения КИН безводного периода (6.24) подставляем в (6.25).

Добыча нефти продолжается и после достижения фронта вытеснения галереи добывающих скважин. Текущая обводненность определится как

(6.26)

где , предельное значение водонасыщенности.

Время ,соответствующее , определяется из соотношения

(6.27)

Значения определяются из соответствующих графиков.

Коэффициент извлечения нефти в период водной эксплуатации определяется

(6.28).

Дата добавления: 2014-01-03