рухається швидше, ніж по дрібних. На фронті впровадженняводи в нафтову зону, в масштабі окремих пір, рух води і нафти повністювизначається капілярними силами, так як вони перевершують гідродинамічні силина малих відрізках шляху. Вода під дією капілярних сил спрямовується з випередженнямпереважно в дрібні пори, витісняючи з них нафту в суміжні великі пори до тихпір, поки роз'єднані великі пори не виявляться з усіх боків блокованими водою.Якщо великі пори утворюють безперервні канали, то вода по них буде рухатися звипередженням. Тим не менш відстала нафту з дрібних пор під дією капілярнихсил також переміститься в уже обводнені великі пори і залишиться в них у вигляді окремихглобул.
Такимчином, дрібні пори опиняються заводнення, а великі залишаються в різного ступенянефтенасищенних. У масштабі великої зони пористого середовища, між переднім фронтомвнедряющейся води і заднім фронтом рухомий нафти, водонасиченому пласта уздовжпотоку зменшується від граничної водонасиченому при нерухомій нафти до деякоїфронтальної водонасиченому. У цій зоні йде спільна фільтрація води і нафти.Вода рухається по безперервним заводнення каналах, обтікаючи вже блоковану нафтуу великих порах, а нафта переміщується в незаводненной частини середовища. Співвідношення швидкостейруху води і нафти визначається розподілом пор за розмірами, водонасиченняі об'ємом нафти, блокованої у великих порах заводнення частини середовища, а такожрозподілом пор, об'ємом нафти і зв'язаної води в нефтенасищенной частини середовища.В інтегральному вигляді ці умови фільтрації води і нафти виражаються кривими фазових(Або відносних) проницаемостей.
За заднімфронтом рухомий нафти нефтенасищенних обумовлена ​​наявністю нафти в розрізнених,великих, блокованих водою порах. Безперервних, нефтенасищенних каналів, аждо видобувних свердловин, в цій зоні немає, нафта є залишковою, нерухомою.Але нафту в глобул не втрачає здатності рухатися при усуненні капілярних сил.
поршневе витіснення нафту вода
Якщопориста середу має часткової гідрофобністю, що характерно практично длявсіх нафтоносних пластів, то залишкова нафта може залишатися в порах також у виглядіплівки.
У гідрофобнихколекторах, які на практиці зустрічаються рідко, зв'язана вода розподіленауривчасто і займає найбільш великі пори. Закачується вода змішується зі пов'язаноїводою і залишається у великих порах. Залишкова ж нафта залишається у вигляді плівки в крупнихпорах і в порах меншого розміру. Вона також не втрачає здатності рухатися приусуненні капілярних сил. На цьому засновані теорії методів збільшення нафтовіддачіпластів.
У заводненнязоні гідрофільного шару залишається розсіяною 20-40% нафти від первісного їїутримання залежно від проникності, розподілу розмірів пор і в'язкостінафти, а в гідрофобному пласті - вже 60-75%.
багатофазніфільтрація з урахуванням усіх факторів, що впливають являє собою досить складне завдання.Наближену математичну модель спільної трифазної фільтрації нафти, газуі води запропонували М. Маскет і М. мерее (1936г.), які вважають, що вуглеводніпредставлені рідкою і газовою фазами, перехід між ними підпорядковується лінійному законуГенрі, рух ізотермічне, а капілярними силами можна знехтувати. Модель двофазноїфільтрації без урахування капілярних сил розглядали С. Баклі і М. Льоверетт (1942 р.). У 1953 Г.Л. Рапопорт і В. Лис запропонували модель двофазної фільтрації з урахуванням капілярних сил.
Згіднонайбільш простої моделі Баклея - Льоверетт непоршневое витіснення, як відомоз підземної гідрогазодинаміки, описується рівнянням частки витісняючої рідини(Води) в потоці і рівнянням швидкості переміщення площині з постійною насиченістю.
Малюнок1 - Залежність нефтенасищеноості від кордону фронту
ВНК припоршневому і непоршневом витісненні ().
2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів
Методеквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначеннякількісної зв'язку між дебітом свердловин і тисками на їх забоях і на контуріхарчування пласта (нагнітання води) в умовах жорсткого водонапорного режиму.
Сутністьметоду полягає в заміні повного фільтраційного опору реального потоку рідинскладної конфігурації декількома еквівалентними (рівнозначними) послідовнимиабо паралельними фільтраційними опорами найпростіших (прямолінійно-паралельних,плоскорадіальних) потоків. Зрозуміло, що така заміна вносить певну похибкув результати розрахунку, яка проте припустима при недостатній точності вихідноїгеолого-промисловий інформації.
При вирішеннізавдання таким методом фільтраційні опору в пласті з системою свердловин поділяютьсяна внутрішні (існуючі поблизу свердловин за умови) і зовнішні, що виникають при русінафти і води між рядами нагнітальних і видобувних свердловин (малюнок 2).
Витратаводи, закачиваемойв одну нагнітальну свердловину буде дорівнює:
(1)
Загальнийвитрата води в нагнітальній свердловині, проте будемо вважати, що вліво всторону видобувних свердловин надходить витрата води. Так як режим жестководонапорний,значить загальна витрата води:.
Фільтраціяводи від ряду нагнітальних свердловин до фронту витіснення нафти водою, віддаленогона відстані, описується законом Дарсі:
. (2)
На ділянцівитіснення між рядом видобувних і нагнітальних свердловин:
. (3)
Дебітна добувної свердловині буде дорівнює:
(4)
1 - фронт витіснення; 2 - контурвитіснення свердловин;
3 - видобувна свердловина; 4 - нагнітальнасвердловина;
X В - відстаньвід осі нагнітальної свердловини до фронту витіснення;
l - відстань між нагнітальних і видобувних свердловин;
Пѓ/ПЂ - радіус контурувитіснення свердловини
Малюнок 2 - Модель еквівалентнихфільтраційних течій
3. Розрахункова частина3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідногопласта з використанням моделі непоршневого витіснення
Вихідні дані:
Нафтове родовища площею нафтоносності вирішено розроблятиз використанням заводнення при однорядною схемою розташування свердловин. Елемент однорядноюсхеми, що містить 1 свердловину (1/2 добувної і нагнітальної), має ширину - b = 500 м, l = 600 м.
Родовище вводиться в розробку за 2 роки. щороку по 30 елементів. Розроблювальний пластродовища має наступні параметри: товщина пласта h ,пористість m , насиченість пов'язаної водою, в'язкість нафти в пластовихумовах,в'язкість води.
Пласт порівняно однорідний. Встановлено, що витісненнянафти водою відбувається непоршневим способом. Дана залежність відносних проницаемостейдля нафти і води. Відносні проникності для нафти і води і, залежні від водонасиченому S , виражаються наступними формулами:
; (5)
при, (6)
при, (7)
При цьому,. В пласт з лініїнагнітання закачуєтьсявода з витратою. Коефіцієнт охоплення пласта заводненню.
Потрібно знайти зміна в часівидобутку нафти, води, обводненості продукції і поточною нафтовіддачі для елемента системирозробки і для родовища в цілому, а так само побудувати графіки: обводненості,нафтовіддачі, дебіту нафти елемента розробки в залежності від часу () і обводнення,нафтовіддачі, дебіту нафти в цілому по родовищу в залежності від часу () для непоршневоговитіснення.
Визначення чисельних значенькоефіцієнтів а і b , що входять в наведені залежності і
Значення коефіцієнта b знаходимо з умови,що:
;.
Значення коефіцієнта встановимо з умови:
;
;
Визначимо відносні проникностінафти і води в залежності від водонасиченому.
Задамося значеннями від до 1 і зробиморозрахунки за формулами (5), (6) і (7), будуємо графік на малюнку 3, дані розрахунку заносимов таблицю 1.
При:
Обчислення функцій, побудова графіка функцій.
У відповідності з теорією фі...
