6.3. Образование застойных зон при вытеснении нефти водой

Рис. 6.4. Схемы образования застойных зон

а – между двумя добывающими скважинами;

b – при пятиточечной расстановке скважин

(1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина; 3 – зона застоя)

Важный эффект фильтрации с предельным градиентом давления – возможность образования в пласте застойных зон (движение жидкости или газа отсутствует), при градиенте давления меньшего предельного.

Возникновение застойных зон ведет к уменьшению нефтеотдачи пластов. На рис. 6.4,а застойная зона 3, расположенная между двумя добывающими скважинами с равными дебитами, затемнена. При разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путём закачки воды тоже образуются застойные зоны. На рис. 6.4,b приведена схема вытеснения с пятиточечной системой расположения скважин. Анализ возникающего при этом двумерного течения показывает, что в зонах 3 (рис. 6.4b) скорость течения будет мала по сравнению со скоростями течения в областях, прилегающих к прямым, соединяющим нагнетательную и добывающие скважины. Поэтому эти зоны и окажутся застойными. Отношение незаштрихованных областей на рис.6.4b ко всей площади пятиточечной ячейки можно считать площадным коэффициентом охвата пласта заводнением.

Величина застойной зоны и коэффициент охвата пласта зависят от параметра , где Q – дебит добывающей скважины; L – характерный размер (например, половина расстояния между соседними скважинами).

Коэффициент охвата пласта увеличивается с увеличением параметра . Вместе с тем следует отметить, что для установления чистого эффекта изменения коэффициента охвата из-за предельного градиента давления применительно к реальному месторождению необходимы исследования, позволяющие исключить влияние ряда других причин, связанных с деформацией горных пород, неоднородностью пласта, физико-химическими явлениями и т. п.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

1. Закон Ньютона и его графическое представление.

2. Классы Неньютоновских жидкостей.

3. Стационарно реологические жидкости.

4. Нестационарно реологические жидкости.

5. Вязкоупругие жидкости.

6. Виды стационарно реологических жидкостей.

7. Вязкопластичные жидкости.

8. Псевдопластичные жидкости.

9. Дилатантные жидкости.

10. Закон фильтрации вязкопластичной жидкости.

11. Степенной закон фильтрации.

12. Уравнение притока для вязкопластичной жидкости и его отличие от уравнения Дюпюи.

13. Уравнение пьезопроводности для вязкопластичной жидкости.

14. Описать изменение забойного давления во времени в случае вязкопластичной фильтрации.

15. Образование застойных зон при вытеснении нефти водой.

7. Установившаяся потенциальная плоская (двухмерная) фильтрация

Основная проблема разработки нефте-водо-газоносных пластов – расчет притока к одной или группе совершенных скважин. Точные решения, как правило, оказываются весьма сложными и громоздкими. При разработке проектов в настоящее время используют численные методы, связанные с довольно большими затратами как финансовыми, так и временными. Для оценочных целей и получения выражений для определения дебитов можно применять более простые приближенные, но вместе с тем достаточно точные методы расчета. Это методы, использующие аппарат функции комплексного переменного и свойства уравнения Лапласа.

При разработке нефтяных и газовых месторождений (НГМ) возникает два вида задач:

1. Задаётся дебит скважин и требуется определить необходимое для этого дебита забойное давление и, кроме того, давление в любой точке пласта. В данном случае величина дебита определяется значением предельной для имеющихся коллекторов депрессией, при которой ещё не наступает их разрушение, или прочностными характеристиками скважинного оборудования, или физическим смыслом. Это означает, например, невозможность установления нулевого или отрицательного забойного давления.

Рис. 7.1. Зависимость суммарного дебита от числа скважин

2. Задаётся забойное давление и требуется определить дебит. Последний вид условия встречается наиболее часто в практике разработки НГМ. Величина забойного давления определяется условиями эксплуатации. Например, давление должно быть больше давления насыщения для предотвращения дегазации нефти в пласте или выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений, что снижает продуктивные свойства скважин. Наконец, если возможен вынос песка из пласта на забой скважины, то скорость фильтрации на стенке скважины должна быть меньше некоторой предельной величины.

Следует отметить, что при эксплуатации группы скважин в одинаковых условиях, т.е. с одинаковым забойным давлением, дебит всего месторождения растёт медленнее увеличения числа новых скважин с теми же забойными условиями (рис.7.1). Увеличение дебита при этом требует понижения забойного давления.

Для решения поставленных задач необходимо решить задачу плоской интерференции (наложения) скважин.

Предположим, что пласт – неограниченный, горизонтальный, имеет постоянную мощность и непроницаемые подошву и кровлю. Пласт вскрыт множеством совершенных скважин и заполнен однородной жидкостью или газом. Движение жидкости – установившееся, подчиняется закону Дарси и является плоским. Плоское движение означает, что течение происходит в плоскостях, параллельных между собой, и картина движения во всех плоскостях идентична. В связи с этим разбирается течение в одной из этих плоскостей – в основной плоскости течения.