Барьерное, внутриконтурное и законтурное заводнения

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

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)2 rh (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)