![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Нефтеотдача пластов при вытеснении нефти водой
Определение нефтеотдачи пластов — одна из важнейших частных проблем разработки нефтяных месторождений. Решению ее посвящено много отечественных и зарубежных исследований. Однако и до настоящего времени вопрос усовершенствования методов оценки этого важнейшего параметра, характеризующего своеобразный к. п. д., системы разработки, — актуальный. При изучении вопроса о нефтеотдаче пласта целесообразно вводить понятие о коэффициентах вытеснения нефти и охвата пласта процессом вытеснения. Такая постановка вопроса отражает физическую сторону процесса и учитывает реальное движение жидкости в системе скважин. Под коэффициентом вытеснения нефти
Вначале рассмотрим более подробно вопрос определения коэффициента В условиях однородного по мощности и проницаемости пласта коэффициентом По существу коэффициент охвата — величина переменная. Коэффициент охвата по объему где При фильтрации смешивающихся жидкостей с образованием переходной зоны смеси объем, охваченный процессом, ограничивается линией минимальной насыщенности вытесняющей жидкостью. Таким образом, в частном случае коэффициент охвата по площади При непоршневом вытеснении нефти водой в однородном пласте коэффициент охвата где qB — расход закачиваемой воды; т — пористость; V — объем, пласта; Из теории фильтрации двух несмешивающихся жидкостей следует, что до прорыва воды величина рср для данной пористой среды постоянная и определяется по соотношению вязкости Можно показать, что zcp = 2/3 zФ, где zcp — средняя насыщенность порового пространства подвижной нефтью в области пласта, охваченного вытеснением; zф — насыщенность пор пласта подвижной нефтью на фронте вытеснения. Таким образом, коэффициент использования пор можно определить по формуле Значение zф можно определить из следующего соотношения: где Для непоршневого характера вытеснения нефти водой формулу, по которой определяется коэффициент охвата, идентичную формуле (XI.2), можно получить, исходя из следующих рассуждений. Из (XI. 1) коэффициент охвата для однородного пласта можно получить в виде Но коэффициент нефтеотдачи Тогда, подставляя Формулы (XI.2) и (XI.8) применимы для оценки коэффициента охвата в однородном пласте до момента прорыва воды в эксплуатационные скважины. При вытеснении нефти водой в условиях неоднородного по проницаемости пласта коэффициент охвата по площади В простейшем случае неоднородности пласта (слоистый пласт) и плоскопараллельном или плоскорадиальном потоке довольно несложно определить коэффициент охвата в вертикальном сечении Таким образом, Под коэффициентом охвата по площади в условиях неоднородного по проницаемости (слоистого) пласта условимся понимать отношение площади, занятой рабочим агентом в пропластке с максимальной проницаемостью, ко всей площади пласта Для получения коэффициента охвата по объему необходимо коэффициент
где п — число прослоев различной проницаемости. Коэффициент охвата в вертикальном сечении или при h1 = h2 = h3 =,..., hn Коэффициент охвата по площади прослоя с максимальной проницаемостью Тогда получим Из сопоставления (XI.9) и (XI.13) следует, что Приведенные формулы можно использовать для определения коэффициента охвата до прорыва вытесняющего агента в эксплуатационные скважины. До прорыва вытесняющего агента и после него где n — число трубок тока; k — порядковый номер трубки тока, по которой вода прорвалась в скважину. Если учесть изменение нефтенасыщенности после прорыва вытесняющего агента в эксплуатационные скважины, то коэффициент охвата в этом случае можно вычислить по следующей формуле: где V — объем всего элемента; Vi — объем i -той трубки тока; Коэффициенты охвата и вытеснения, а следовательно, и нефтеотдачи — понятия не только геолого-промыслового порядка, но и технико-экономического и являются функцией количества прокачанной через пласт жидкости. Приведем одни из возможных методов определения нефтеотдачи неоднородного пласта, основанный на промысловых исследованиях в сочетании с аналитическими методами, предполагающими использование элементов теории вероятностей и математической статистики. Нефтеотдача пластов определяется их неоднородностью по проницаемости, прерывистости и линзовидности; потерями нефти в тупиковых зонах; неполным вытеснением нефти водой по В соответствии с этим коэффициент нефтеотдачи, определяемый по формуле (XI.1), можно представить в виде Другими словами, коэффициент Коэффициент Достоверность определения потерь нефти, обусловленных неоднородностью пласта по проницаемости, зависит от того, насколько объективно взятое для расчета распределение проницаемости будет отражать фактическое распределение проницаемости. При расчетах нефтеотдачи пластов и процесса обводнения залежи при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений неоднородность пласта по проницаемости учитывают путем использования различных законов (кривых) распределения проницаемостей, от вида которых зависят конкретные результаты этих расчетов. В § 2 главы IV было показано, что в достаточной степени универсальной, дающей хорошую согласованность с фактическим распределением проницаемости и удобной для выполнения расчетов обводнения и нефтеотдачи является гамма-распределение: где
Согласно Ю. П. Борисову, для расчетов текущей и конечной нефтеотдачи необходимо предварительно определить вспомогательные функции F1 (
где k — текущая проницаемость ряда распределения; kнв — наиболее вероятная проницаемость. Необходимо дать аналитическое выражение закона распределения к, зная, что случайная величина к подчиняется гамма-распределению. Из математической статистики известно, что если две случайные величины связаны функциональной зависимостью типа (XI.18), закон распределения одной из которых (в данном случае для k) известен, то можно найти закон распределения и второй случайной величины k. Формула, связывающая эти законы распределения, имеет следующий вид:
где Выражение (XI.21) характеризует плотность вероятности гамма-распределения, но с новыми параметрами Таким образом, плотность гамма-распределения к будет иметь вид: Для построения функций F1 (
Функцию где Средний коэффициент охвата для рассматриваемого участка пласта Зависимость безразмерной проницаемости во времени находится из соотношения: где Vi — объем порового пространства, заключенный между сечениями пласта, проходящими через ряд i и i — 1; j — номер ряда скважин. Коэффициент охвата л любой точке пласта в момент t Определение коэффициента охвата, обусловленного слоистой неоднородностью по проницаемости непрерывного пласта При построении расчетной схемы слоисто-неоднородного по проницаемости непрерывного пласта из эффективной нефтенасыщенной мощности вычитается мощность прослоев, проницаемость которых меньше так называемого нижнего предела проницаемости. Известные методы определения нижнего предела проницаемости недостаточно учитывают или совсем не учитывают зависимости его от перепада давления. В связи с этим при определении дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени расчетная схема слоисто-неоднородного пласта должна учитывать охват вытеснением эффективной нефтенасыщенной мощности при заданном перепаде давления, т. е., в расчетах необходимо использовать рабочую эффективную мощность пласта: Здесь kэфр — рабочая эффективная мощность; Влияние неоднородности пластов по прерывистости и линзовидности на дебит и нефтеотдачу можно учесть с мощностью коэффициента где VН — объем непрерывной части пласта; VK — весь объем коллектора. Коэффициент где За непрерывную часть пласта принимается часть коллектора, ограниченная линией воздействия заводнением и любым из рядов эксплуатационных скважин. Полулинзами считают тупиковые участки пласта (пропластка), которые ограничены с одной стороны последним рядом эксплуатационных скважин (со стороны линии воздействия), с другой стороны — линией выклинивания коллектора. Неоднородность пластов с большей точностью учитывается с помощью коэффициента
где Vнепр — объем непрерывной части пласта; Vпл — объем полулинз; VТ — объем тупиковых зон; V — весь объем коллектора. Коэффициент ( При построении расчетной модели пласта коэффициент Зависимость Методика определения коэффициента Коэффициент где Qнп — потери нефти в стягивающих рядах эксплуатационных скважин; Qзг— геологические запасы нефти. Здесь где Коэффициент охвата Если ряды нагнетательных скважин являются «разрезающими», то имеются потери нефти в областях, находящихся между нагнетательными скважинами, и эти потери учитываются коэффициентом При двустороннем питании скважин коэффициент Здесь 2 Для коэффициента
|