30. Основные уравнения процесса двухфазного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распределения водонасыщенности в пласте и показателей разработки.
З-н Дарси:
(1)
(2)
sв + sн =1, s=1- sв
Урав-е неразрывности
Vн +Vв = V= const (5)
Сложив (1) и (2), с учетом (5), найдем grad Р и подставим в (1). Получим
Vв = V f (s), (6)
где (7)
функция Баклея Леверетта;
(12)
где хo – значение координаты с начальной насыщенностью so при t=0.
По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасыщенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается
На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей при в /н = 0,5.
Рис 78. График зависимости f (s) от s
Рис 79. График зависимости f '(s) от s
Проведя касательную к кривой f (s) из точки s = sсв, по точке касания (рис. 78) определяем f (sв) и sв.
Для
того же, чтобы найти распределение
водонасыщенности по длине пласта,
необходимо построить кривую f'(s)
(рис. 79). Определим теперь длительность
безводного периода добычи нефти, т. е.
момент времени t
= t*,
когда фронт вытеснения достигнет
конца пласта и, следовательно, хв
будет равен l.
Будем считать, что к этому моменту
времени в пласт закачано Qвз
= Q*
(t*)
воды. Имеем
(62)
Из (62) определим Q* (t*) и, следовательно, t*.. Величина bhml равна объему Vп пор пласта. Так как режим жесткий водонапорный, объем закачанной в пласт воды к моменту времени t = t* равен объему добытой из пласта нефти Qн* к этому же моменту времени, т. е. Q*(t*) = Qн*. Безводная нефтеотдача 0 = 01 2, где 01 коэффициент вытеснения нефти водой, достигнутый в безводный период. Поэтому
(63)
Дебиты нефти и воды в водный период разработки пласта составят
(66)
Отсюда
для определения текущей обводненности
продукции v
получим формулу
(67)
31. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений на естественных режимах
НГЗ-это нефт-ые залежи с естест-ой газовой шапкой. Во многих случ-х в НГЗ значит-ая часть запасов Н. сосредот-на под газ. шапкой (подгазовой зоне). В завис-ти от ширины эта зона подразд-ся на 3 типа: 1. узкий (1 ряд добыв-х с/н), 2. широкий (2 ряда добыв-х с/н,), 3. обширный (более 2 рядов).НГЗ состоят из нефт-ой оторочки, газ. шапки и подошв-х или краевых вод. Нефт-ые оторочки дел=ся на 2 типа:1-краевые (краевая оторочка с чисто нефт-ой зоной, где м/о выделить чисто газ-ую зону, газонефтяную зону и водонефт-ую зону; краевая отрочка без чнз, где м/о выд-ть чгз, гнз и внз) и подошв-ые оторочки (подошв-ая оторочка с чгз, где м/о выд-ть чгз, чнз и гнз; подошв-ая оторочка сплошная, где выд-ся гнз и чнз).
Чтобы предотвратить перемещ-ие ГНК в сторону газ. шапки либо не след-т отбирать газ из газ. Шапки, либо равеом-но снижать Р в нефт-ой и газ. зоне. Вел-ну безгазавого дебита м/о оценить по ф-ле:
Q= 2ПKhср º h /µ ln (rk/rc)
hср=(hk-hc)/2
º = ºн - ºг
h = hk – hc – неперфорир-ая нефтенас-ая толщина
º и h в фор-ле соот-т Р в фор-ле Дюпюи. Расчет проц-са разраб-ки нефтегазового местор-ия без воздействия на пласт производ-ся по методике расчета разр-ки нефт-го местор-ия с вторичной газ-ой шапкой.
Разраб-ка нефтегазоконден-го местор-ия.
НГКЗ-это нефтегазовые залежи в газ.части кот-х содер-ся значит-ое кол-во жирного газа С3-С8. Если содер-ие ЖГ в газ.части менее 150-200 г/м3,, залежь относят к НГЗ, если более 200, то к НГКЗ. Пусть имеется замкнутое однопластовое НГКЗ. Д/расчета проц-са разр-ки воспольз-ся фор-ой многокомпон-го матер-го баланса.
Ведем обознач-ия: N1,N2,N3-общая масса газа, конден-та, Н; G1,G2-масса Г. в газовой фазе, масса конд-та в газ.фазе; L1,L2-масса Г. расв-го в Н, масса конден-та расв-го в Н.
N1=G1+L1; N2=G2+L2 (2). Баланс-ое соотн-ие объема компон-в в разрабатываемой части пласта:
L1/p1k+l2/ p2k+N3/pн=SнVпл (3)
p- кажущаяся плотность
Масса раствор-го г. в Н. согл-но з-ну Генри: L1=´N3P (4)
´-Корэф.расвор-ти г
Р-давление
Ур-е сост-ия реального г:
(1-Sн)Vпл=(G1+G2)Pатº/pг.атP (5) º=z/zат (6)- отнош-е коэф. Сверхсжим-ти г. при пласт-м и атмосф-м давлениях.
Вел-ны N1,N2,N3 изв-ны по промыс-му учету добыв-ой прод-ии. Д/опред-ия неизвест-х G1,G2,L1,L2,Sн,P исп-т сис-му Ур-ий 2-6.На режиме истощ-ия из газ-х и нефтегаз-х залежей м/о извлечь 92-95% зап-в г. Однако извлеч-ие зап-в жирных г. сост-т всего 45-80%, ост-ая часть в пористой среде выпад-т в конденсат и остается в пласте в виде связной неподв-ой фазы. При зак-ке в. в газоконденсатную часть пласта происх-т незначит-ый прирост добычи конден-та.