35. Моделирование процессов разработки

Модель процесса разработки месторождения - эта схема о процессе извлечения нефти из недр, о характере совместного движения флюидов в пласте. Изучать движение нефти и воды в про­цессе разработки пластов можно 2 способами:

1. непосредственно в промысло­вых условиях.

2)путем моделирования изучае­мого процесса. Модель – это образ объекта исследования. Моделиро­вание – метод исследования объ­екта.

В чем необходимость моделирования:

1. объект исследо­вания не доступен непосредст­венному изу­чению;

2. объект очень сложный, много факторов;

3. нельзя проводить один и тот же экс­перимент повторно.

• Требования к модели:

• модель и объекта исследования должны совпа­дать по выбранным характеристикам;

• модель проще и доступнее объекта.

• модель должна быть практичной и удобной для исследования.

Основные этапы моделирования:

• определение цели моделирования;

• предварительное изучение объекта;

• построение модели;

• моделирование;

• сравнение результатов моделирова­ния с фактическими данными;

• совершенствование и уточнение мо­дели.

Модели для исследования фильтрации пла­стовых жидкостей могут быть разделены на типы:

• естественные физи­ческие модели;

• аналоговые модели;

• математические;

• графические и тек­стовые модели (чертежи, схемы, карты, графики, диаграммы, тексто­вые документы).

Физические модели – это лабораторные мо­дели с искусственной пористой средой или кер­нах.

Лабораторные модели трудоемки в изготов­лении и проведении экспериментов, длительны.

Но на физических экспериментах устанавли­ваются и проверяются основные законы движе­ния жидкостей в пористой среде.

Аналоговое моделирование – основано на ана­логиях законов Дарси и Ома. Наибольшее рас­пространение получила электрогидродинамиче­ская аналогия (ЭГДА), использующая аналогию между стационарной фильтрацией и расчетом электрических цепей. Суть метода: из специаль­ной электропроводной бумаги вырезают кусок, повторяющий форму пласта в плане, «подклю­чают» скважины и «задают» необходимые гр. ус­ловия

Наиболее универсальными являются математические модели фильтрационных процессов. Математические модели - система дифференциальных уравнений, описывающих изучаемый процесс, опирающихся на эксперимент и методы решения этих уравнений.

36. Смачиваемость горных пород

Смачиваемость – характеризует стремление жидкости распространяться по твердой поверхности или прилипать к ней в присутствии других несмешивающихся жидкостей. Рассмотрим пример системы вода-нефть-порода. (рис.1.). Поверхностные силы связаны уравнением вида

(5)

где σ_нп – сила поверхностного натяжения раздела нефть-порода; σ_вп – тоже - раздела нефть-вода; σ_нв - сила межфазного натяжения; θ_с – краевой угол смачивания, характеризующий смачиваемость.

Если θ_с < 90⁰, то порода лучше смачивается водой и называется гидрофильной. Если θ_с > 90⁰, то порода лучше смачивается нефтью и называется гидрофобной.

Встречаются как гидрофильные, так и гидрофобные пласты. Природа смачиваемости пласта обусловлена наличием или отсутствием в нефти полярных компонентов (асфальтенов, поверхностно-активных веществ).

1. в поровых каналах вода и нефть движутся каждая по своей системе связанных каналов.

2. эти каналы ограничены как поверхностями раздела нефти и вода, так и поверхностями раздела жидкость – твердое тело. Каналы, по которым движется нефть или вода, беспорядочно извиваются в пористой среде, диаметры их вдоль канала в каждый момент времени то увеличиваются, то сужаются.

Гидрофильная Гидрофобная Избирательно- смоченная

В процессе вытеснения нефти водой меняется геометрия каналов потока: с ростом водонасыщенности наблюдается увеличение количества водопроводящих каналов и сокращение количества нефтепроводящих каналов. Потоки ламинарные.

1. При вытеснении воды нефтью из гидрофильного пласта в конце процесса вода остается в виде тонких пленок на поверхности зернь породы.

2. Вытеснение нефти водой из гидрофильного пласта. В начале опыта связанная вода находится в виде пленки на поверхности зернь. В конце опыта остаточная нефть находится в виде изолированных глобул, которые не контактирует с поверхностью зернь породы.

3. Вытеснение нефти водой из гидрофобного пласта. Вытеснение нефти начинается с крупных пор. В конце опыта остаточная нефть находится в узких каналах, а так же в виде пленок на поверхности зернь, образующих большие каналы, заполненные водой.

КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов: геологического строения залежи; физико-химических свойств н. и вытесняющего агента; технологии и системы разработки. Различают фактический и прогнозный КИН. Фактический КИН определяется как доля извлеченной н. от вовлеченных в разработку НБЗ Qб η=Q_н/Qб где Qн - добыча н. с начала разработки, Qб ~( НБЗ на одну скв) х (число введенных скв). Прогнозный КИН рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляет его в виде произведения коэффициентов вытеснения Квыт и охвата пл-та разработкой: η0 (2) а в большинстве случаев в виде (3) Квыт – отношение максимально возможного объема извлеченной н. из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков. ; К1- коэффициент охвата объема пл-та разработкой или доля дренируемого объема пл-та ко всему нефтенасыщенному объему объекта. В ТатНИПИ н. его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле К2- доля извлечения подвижных запасов н., вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения. . В однородных пл-тах КИН выше, чем в неоднородных пл-тах. С увеличением вязкости н. КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями. Охлаждение пл-та приводит к снижению КИН. В г-фильном пл-те конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в г-фобном пл-те. Вытеснение пл-товой водой обеспечивает более высокий КИН, чем при вытеснении пресной водой.