6. Дайте коротку х-ку основ теорії не поршневого витіснення нафти водою

Ми припускали в розд. 11, відповідно до взятої схеми поршневого витіснення, що в зоні витіснення насиченість нафтою дорівнює залишковій нафтонасиченості, нафта нерухома, а рухається тільки вода. У дійсності картина складніша, має місце непоршневе витіснення.

Непоршневе витіснення нафти – це витіснення, за якого в зоні витіснення одночасно рухаються витіснювальний і витіснюваний флюїди, тобто за фронтом витіснення має місце рух багатофазної системи.

Багатофазна (гетерогенна) система складається з кількох фаз, кожна з яких є однорідною (гомогенною) і відокремленою від інших фаз чіткими межами. Прикладом багатофазної системи є суміш нафти, газу та води. Підкреслимо, що нафта й газ є багатокомпонентними (складаються їх суміші з різних вуглеводнів, що взаємодіють на молекулярному рівні), причому може мати місце перехід компонентів з одної фази в іншу (наприклад, із рідини в газ).

Рівняння руху. Рівняння руху в разі фільтрації багатофазних систем, наприклад суміші нафти і води, які знаходяться в термодинамічній рівновазі, можна записати як узагальнення закону Дарсі, справедливість чого доведена експериментально:

; (12.1)

(12.2)

Припускаємо наявність двох фаз. Тоді очевидно, що

, (12.5)

, (12.6)

тобто s₁ однозначно визначає s₂.

Відносний коефіцієнт проникності гірських порід пласта (відношення коефіцієнта фазової проникності до коефіцієнта абсолютної проникності) залежить від багатьох чинників (наприклад, від відношення коефіцієнтів в’язкостей фаз, впливом якого нехтують), але в основному він є функцією насиченості (згадаймо графіки Вікова-Ботсета), тоді

; , (12.7)

де – насиченість витіснювальною фазою (водою).

Нагадуємо, що для кожної фази існує гранична насиченість, коли за значин насиченості менших від неї ця фаза є нерухомою. Так, для водонафтової суміші рух першої фази – води – може відбуватись тільки тоді, коли насиченість водою s > s_з в, а другої фази – нафти – коли s < (1 – s_з н), де s_з в – насиченість зв’язаною водою; s_з н – насиченість залишковою нафтою (залишкова нафтонасиченість). Отже, спільний рух двох фаз має місце лише в такому інтервалі зміни насиченості водою (рис. 12.1, а):

s_з в < s < (1 – s_з н),

а в цьому інтервалі сума відносних коефіцієнтів проникностей для кожної фіксованої значини водонасиченості s є меншою одиниці:

Рівняння нерозривності потоку можна відповідно (див. розділ 3) поширити на тривимірний потік, тобто

; (12.25)

. (12.26)

Рівняння стану. Рівняння стану тут не потрібно, бо ми припустили для простоти систему нестисливою (флюїди та пласт недеформівні).

Отже, п’ять рівнянь – руху (12.3), (12.4), нерозривності (12.21), (12.23) та капілярного тиску (12.18) – складають замкнуту систему, що описує процес ізотермічної фільтрації нестисливої двофазної суміші, оскільки визначенню підлягають також п’ять невідомих .

7. Дайте коротку х-ку основ теорії поршневого витіснення нафти водою

Поршневе витіснення нафти – це ідеальний випадок, коли в пласті між нафтою й водою існує чітка межа поділу, попереду якої рухається нафта, а позаду – тільки вода, тобто біжучий водонафтовий контакт (ВНК) збігається з фронтом витіснення.

Розглянемо у загальній постановці витіснення нафти водою з пласта змінного перерізу F(l), що показано на рис. 11.1, де k – коефіцієнт абсолютної проникності пласта; k' – коефіцієнт проникності для води в зоні витіснення (k' < k); l₀, l_п, L – відстані від контура живлення пласта з тиском p_к відповідно до початкового і біжучого положення ВНК (лінії поділу) та до лінії відбирання рідини; p_к, p₀, p_п, p_с – тиски на лініях живлення пласта, початкового й біжучого ВНК та відбирання рідини; μ_в, μ_н – динамічні коефіцієнти в’язкості води та нафти; І, ІІ, ІІІ – зони відповідно водяна, витіснення, нафтова.

Оскільки в часі змінюються області, зайняті водою та нафтою, коефіцієнти провідності яких різні, то в процесі витіснення змінюються фільтраційні опори, дебіт і тиск на ВНК. Цей неусталений процес подаємо як послідовну зміну стаціонарних станів.

Тоді для водяної зони витрату води за законом Дарсі записуємо так:

, (11.1)

звідки

. (11.2)

Інтегруючи від тиску p_к до тиску p₀ і від 0 до відстані l₀, дістаємо втрату тиску у водяній зоні

(11.3)

Аналогічно записуємо для решти зон.

, (11.5)

де (l) – загальний фільтраційний опір,

. (11.6)

Якщо за час dt межа поділу пройде відстань dl, то відібрана кількість нафти Qdt заміститься такою ж кількістю води, а тоді рівняння матеріального балансу записуємо так:

, (11.7)

звідки отримуємо

(11.8)

(11.9)

де m – коефіцієнт пористості в зоні витіснення з урахуванням залишкової нафти.

Формули (11.5) і (11.9) є загальним розв’язком задачі. Звідси легко одержати частинні розв’язки:

а) для одновимірного витіснення, коли F(l)=F=const, dl=dx;

б) для плоско-радіального витіснення, коли F(l)=2rh, dl=-dr.

Із рівняння (11.9) можна визначити відстань l_п = l_п (t) та, підставляючи l_п (t) у рівняння (11.6) і використовуючи формулу (11.5), легко знайти витрату рідини Q = Q(t). Зазначимо, що перепад тиску (p_к – p_c) тут взято постійним.

Аналіз цієї залежності для випадку k′ = k, показує таке:

1. якщо μ_н > μ_в,то в часі Q зростає;

2. якщо μ_н < μ_в,то в часі Q зменшується;

3. якщо μ_н = μ_в,то Q = const.

Коли l_п = L, то з рівняння (11.9) одержуємо тривалість часу безводної експлуатації родовища. Ця тривалість часу прямо пропорціонально залежить від дебіту Q.

(задачі ЕГДА!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!)

11=12 За якими параметрами поділяють нафти на типи

Класифікація запасів за ступенем вивченості

13 За якими принципами виділяють експлуатаційні об’єкти розробки родовища

14 Коли і чому виникає потреба складати проект до розробки родовища

38. Охарактеризуйте двовимірну по площі пласта бета-модель трифазної фільтрації стосовно до теригенних колекторів

Дивись 36 питання

42 Охарактеризуйте двовимірну по площі пласта чисельну модель двофазної фільтрації слабко стисливих рідин стосовно до теригенних колекторів

Двовимірна по площі пласта чисельна модель двофазної фільтрації - математична модель, що описує неусталену фільтрацію суміші нафти і води в пористому середовищі і враховує гідродинамічні, капілярні та гравітаційні сили.

Використовується модель пружної фільтрації і пласт розробляється площовою сіткою свердловин.

67 Охарактеризуйте суть методів визначення коефіцієнта відносних фазових проникностей для двофазних і трифазних систем

Коефіцієнт проникності (пористого середовища) – експериментальний коефіцієнт пропорціональності в лінійному законі фільтрації Дарсі, за одиницю якого приймається коефіцієнт проникності такого пористого середовища, при фільтрації через зразок якого площею фільтрації 1 м2, довжиною 1 м і за перепаду тиску 1 Па витрата рідини з динамічним коефіцієнтом в’язкості 1 Па·с становить 1 м3/с. Фізичний зміст розмірності К.п. в м2 полягає в тому, що проникність характеризує величину площі перерізу каналів пористого середовища, по яких в основному проходить фільтрація. Він є числовою характеристикою абсолютної і ефективної (або фазової) проникності.

Існують кілька методик, дві з них: метод стаціонарної фільтрації і метод нестаціонарної фільтрації. Друга методика як мені відома більше поширена на заході, існують відповідні установки з програмним забезпеченням. Сам з ним не працював але суть методу така: зі зразка, насиченого нафтою до залишкової води, нафта витісняють водою в кожен момент часу заміряють перепад тиску і визначають поточну нефтенасищенной (тобто метод схожий з визначенням коефіцієнта витіснення). Формули розрахунку зараз не скажу погано пам'ятаю.