2.3. Разработка месторождений с неньютоновской нефтью

Если фильтрация нефти не подчиняется линейному закону Дарси, то такие нефти называются неньютоновскими.

Неньютоновская нефть начинает фильтроваться только тогда, когда градиент давления становится больше некоторого значения, называемого начальным градиентом сдвига.

К ним относятся многие высоковязкие нефти, природные битумы.

Девонская нефть Ромашкинского месторождения при пластовой температуре является ньютоновской. Однако, если температура в пласте снижается и становится меньше температуры кристаллизации парафина, то она приобретает неньютоновские свойства.

При разработке залежей неньютоновской нефти методом заводнения в тех областях пласта, где градиенты давления меньше, чем начальный градиент сдвига, нефть не будет двигаться и в этих областях образуются застойные зоны. Поэтому коэффициент охвата заводнением по сравнению с залежью ньютоновской нефти уменьшается, следовательно, уменьшается коэффициент нефтеизвлечения.

Исследованиями, установлено существенное влияние скорости закачки воды на текущую и конечную нефтеотдачу залежи неньютоновской нефти Уменьшение нефтеотдачи наблюдается при малых скоростях вытеснения. Если в качестве вытесняющего агента применяются загустители с градиентом сдвига, превышающим градиент сдвига нефти, существует оптимальная скорость, при которой конечная нефтеотдача максимальна.

33. Трещиновато-пористые пласты. Особенно­сти их геологического строения и разработки.

В ряде случаев в нефтяных пластах кроме многочисленных пор и поровых каналов встречаются и трещины. Трещины могут отличаться друг от друга по длине, по ширине, по направлению и по густоте расположения.

Такие пласты называются трещиновато-пористыми пластами. К трещиновато-пористым пластам относятся карбонатные коллектора, сложенные известняками и доломитами.

При бурении скважин в трещиновато-пористых пластах часто наблюдается интенсивное поглощение промывочной жидкости несмотря на очень низкую проницаемость породы, а при эксплуатации скважин – высокие дебиты. Эти явления говорят о том, что пласт пронизан системой сообщающихся между собой трещин. По ним, в основном, происходит приток жидкости к скважинам.

Сама порода – матрица (блок) может быть непроницаемой или представлять собой обычную пористую среду.

В макропоровых каналах радиусом более 500 мкм движение жидкости происходит в соответствии с законами гидродинамики. В поровых каналах радиусом менее 0,1 мкм реальные градиенты давления не могут вызвать перемещение жидкости, поэтому в них движение жидкости происходит только под действием капиллярных сил.

В поровых каналах радиусом 0,1-500 мкм движение жидкости может происходить как под действием гидродинамических сил, так и благодаря капиллярным силам.

В модели трещиновато-пористых пластов блоки (матрица) представляют собой куски обычной пористой среды, имеют свою пористость и проницаемость. объем трещин очень мал по сравнению с объемом пор матрицы.

По происхождению поровое пространство или пористость подразделяется на два вида: первичная или гранулярная (межзерновая) и вторичная или трещинная.

Трещинная пористость, обычно не превышающаяся 0,1-1%, всегда меньше гранулярной.

Размеры блоков могут быть от долей до сотен см. Проницаемость трещиноватой породы, как и ее пористость, подразделяется на трещинную и гранулярную. Полная проницаемость трещиновато-пористых пластов может быть записана в виде:

k = k_м+k_т.

Гидродинамическая проводимость в большинстве случаев в системе трещин во много раз больше, чем проводимость блоков. Поэтому можно сказать, что в трещиновато-пористых пластах жидкость хранится в пористых блоках, а перемещается по трещинам.

При изучении фильтрационных процессов в трещиноватых средах необходимо учесть следующие особенности пород и свойств фильтрующихся жидкостей.

1.Повышенную сжимаемость трещиноватых сред, которая ведет к существенной зависимости проницаемости, пористости, производительности скважин от давления.

2.Наличие ярко выраженной анизотропии продуктивных пород.

3.Обмен жидкостью между системами трещин и пористыми блоками.

Рассмотрим движение жидкостей в трещиновато-пористых пластах. Допустим, что трещиновато-пористая среда состоит из системы блоков, отделенных друг от друга трещинами, причем форма и расположение трещин и блоков нерегулярны.

Рассмотрим сначала случай, когда проницаемость блоков очень мала и поступательным движением жидкости в них можно пренебречь.

Для системы трещин закон Дарси можно записать в виде:

V_x=-kh³/(μℓ) ∂p/∂x, (2.5)

где: ℓ-характерный размер блока, k – трещинная проницаемость, h – средняя раскрытость трещин. Аналогично записываются соотношения для V_y и V_z.

Предположим, что жидкость в пласте находилась первоначально под давлением P_o. Пусть через некоторое время в пласте произошло снижение давления до P₁.

Давление в блоках, ввиду их малой проницаемости, за это время не могло измениться, поэтому между жидкостями в блоках и трещинах возникает перепад давления P_o –P_1. и локальный градиент давления ∆P₁= (P_o –P₁)/ ℓ.

Величина ∆P₁ значительно выше, чем градиент давления в пласте ∆P₂= (P_o –P₁)/L, поскольку ℓ<<L.

В силу этого даже при самой незначительной проницаемости блоков, возникают локальные фильтрационные потоки из блоков в трещины, выравнивающие местные перепады давления в блоках и трещинах.

Введем вместо одного среднего давления в данной точке два давления – давление в трещинах p_т и давление в порах p_б

Запишем теперь систему уравнений баланса жидкости в блоках и трещинах (уравнения неразрывности):

∂(m_т ρ)/∂t +∂ (ρ ∂ V_x/∂x )/∂x +∂ (ρ ∂ V_y/∂y)/∂y+ (2.6)

+∂ (ρ ∂ V_z/∂z )/∂z –q=0,

∂(m_б ρ)/∂t +q=0, (2.7)

где q – количество жидкости, перетекающее за единицу времени из блоков в трещины в единице объема среды, ρ- плотность жидкости. Компоненты скорости определяются соотношением (2.5).

Для q на основе теории размерности можно записать:

q=(α ρk_б/ μ) (p_б- p_т)/ ℓ,² (2.8)

где α- безразмерная постоянная, характеризующая геометрию среды.

Трещинная пористость мала и ею можно пренебречь, пористость блоков будем считать функцией обоих давлений:

∂(m_б)/∂t= m_бо(β₂₁∂p_б/∂t + β₂₂∂p_т/∂t), (2.9)

где m_бо , β₂₁, β₂₂ – числовые коэффициенты.

Зависимость плотности жидкости от давления можно считать линейной.

С учетом этих допущений из уравнений (2.6)- (2.9) для p_т можно получить одно дифференциальное уравнение вида

где а, с- числовые коэффициенты;

- лапласиан.

Анализ полученных уравнений показывает:

1.изменение давления в блоках и трещинах вызывает изменение массы жидкости в пористых блоках, т.е. приводит к перетоку жидкости из блоков в трещины и обратно. Перетоки жидкости происходят не мгновенно, а в течение некоторого конечного времени;

2.по этой модели поток жидкости непосредственно по пористым блокам ничтожно мал. Поэтому выравнивание поровых давлений между двумя соседними точками пласта может происходить лишь путем обмена жидкостью между блоками и трещинами и перемещения жидкости по трещинам;

3.при изменении Р_заб в скважинах процесс распределения давления в трещинах происходит с большой скоростью и в них за сравнительно короткое время устанавливается новое распределение давления;

4.Из-за малой проницаемости блоков жидкость из них выходит медленно и давление в блоках длительное время сохраняет свое начальное значение. Выравнивание давлений в блоках и трещинах будет тем длительно, чем меньше проницаемость блоков, больше его размеры, пористость и сжимаемость жидкости и порового пространства.