Исследование процессов разработки при наличии водонефтяных и подгазовых зон

Основные положения

В нефтяных залежах с газовой шапкой, вытеснение нефти к забоям добывающих скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии газоконденсатной системы газовой шапки. Если вытеснение нефти происходит только за счет упругости газа газовой шапки, реализуется упруго-газонапорный режим. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и малой вязкостью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта. Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой также оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

При реализации упруго-водонапорного режима достигаются значительно более высокие значения КИН. Это связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Обычно определяется нефтеотдача за безводный и водный периоды. По этим величинам можно судить об эффективности процесса разработки залежи. Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной.

В соответствии с механизмом извлечения нефти на естественных напорных режимах процессы фильтрации могут быть описаны с помощью приведенного закона Дарси для каждой фазы по оси Z:

(2.1)

где k_z –проницаемость в вертикальном направлении;

k_i(S) – относительные фазовые проницаемости фаз;

Р_i – давление в фазах; µ_i, - коэффициент динамической вязкости фаз;

ρ_i – плотность фаз; i – индекс фазы (i = 1, 2, 3);

g –ускорение свободного падения;

S – насыщенность смачивающей фазы.

Связь между давлениями в фазах определяется соотношением

, , (2.2)

где - капиллярное давление,

σ – величина межфазного поверхностного натяжения;

θ – угол смачивания;

m – пористость пласта;

J(s) – функция Леверетта.

Разработка водонефтяных залежей как в прошлом, так и в настоящее время привлекает внимание исследователей. Площадь водонефтяных зон (ВНЗ) занимает иногда значительную часть общей площади нефтеносности месторождения. Так, например, на месторождениях Урало-Поволжья начальные геологические запасы нефти в ВНЗ составляют более 30% общих запасов. В Западной Сибири обширные ВНЗ имеются на Самотлорском, Федоровском, Варьеганском, Лянторском, Быстринском и других месторождениях.

При объяснении поведения многофазных систем необходимо учитывать влияние поверхностных сил, действующих на границе раздела двух несмешивающихся фаз.

При рассмотрении углеводородных систем необходимо учитывать не только силы, возникающие на границе раздела газа и жидкости, но также и силы, действующие на границе раздела между двумя несмешивающимися жидкими фазами и между жидкостями и твердыми телами. Комбинация всех действующих поверхностных сил определяет смачиваемость и капиллярное давление в пористой среде /4/.

На основании классической теории капиллярной трубки показано, что

p_с = gh (ρ₁-ρ₂), (2.3)

где р_с — капиллярное давление;

g — ускорение силы тяжести;

h — высота поверхности раздела фаз 1 и 2 в капилляре над поверхностью с нулевым капиллярным давлением;

ρ₁ и ρ₂ — плотности соответственно более тяжелой и более легкой фаз.

Выражение для капиллярного давления в виде функции поверхностного натяжения σ и кривизны поверхности раздела дается в следующем виде:

, (2.4)

где R₁ и R₂ - главные радиусы кривизны.

Так как данные капиллярного давления получаются при испытании кернов небольших размеров, представляющих лишь очень малую часть продуктивного пласта, то для получения капиллярного давления, характерного для всего пласта в целом, необходимо осреднить все данные капиллярного давления, полученные по отдельным кернам. Поэтому необходимо предварительно разбить все данные капиллярного давления на различные группы с учетом проницаемости и оценить, к какой группе относятся исследуемые керны. Существует два метода корреляции данных капиллярного давления для пластов. Метод, предложенный Левереттом, состоит в использовании коррелирующей функции, обычно обозначаемой J /1,2,6/.

Коррелирующая функция J учитывает физические свойства породы и жидкостей и выражается в виде:

, (2.5)

где р_с - капиллярное давление в Н/м²;

σ - поверхностное натяжение в Н/м;

k - проницаемость в м²;

т - пористость в долях единицы.

Некоторые авторы вводят в это выражение величину cos θ (где θ - угол смачивания):

. (2.6)

Первоначально функция J была предложена для приведения всех данных капиллярного давления к одной универсальной кривой /4/.

Ввиду того, что зависимость функции J от водонасыщенности получается различной для различных пластов, никакой универсальной кривой не было получено.

Данные «капиллярное давление — насыщенность» следует представить в виде кривых распределения насыщенности по высоте, применимых для реального пласта.

Для приведения зависимости капиллярного давления от насыщенности к графику распределения насыщенности по высоте залежи (рис. 2.1) требуется только решить уравнение (2.7) относительно высоты h:

, (2.7)

где h - высота над уровнем свободной поверхности воды в м;

р_с - капиллярное давление при пластовых условиях, соответствующее некоторому значению насыщенности, при котором осуществляется приведение лабораторных данных к пластовым условиям; ρ_B - плотность воды при пластовых условиях; ρ_Н - плотность нефти при пластовых условиях.

Уравнение (2.3) дает возможность по лабораторным данным капиллярного давления построить зависимость водонасыщенности от высоты залежи (рис. 2.1) /1/. Затем эти данные можно представить в виде идеализированной схемы распределения жидкостей, которая показана на рис. 2.2.

Рис. 2.1 - Отношение между капиллярным давлением и насыщенностью флюидом

Рис. 2.2 - Распределение фаз в нефтяной пласте:

Можно выделить три варианта притока нефти к скважинам с подошвенной водой:

1) вытеснение нефти происходит вдоль напластования за счет продвижения контурной воды, подошвенная вода не принимает участия в вытеснении или она малоактивна;

2) нефть поступает к скважинам в основном под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны;

3) приток, нефти к скважинам осуществляется за счет одновременного продвижения контурных и подошвенных вод.

Эти три схемы вытеснения и положены в основу теоретических и экспериментальных работ, посвященных разработке залежей нефти с подошвенной водой. Они определяют различное влияние на показатели вытеснения темпов отбора жидкости, плотности сетки скважин, степени вскрытия и анизотропии пласта.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: