Гидродинамика неизотермической фильтрации в слоистых пластах

• Автор: Плохотников, Сергей Павлович
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 220 с. : ил.

§3.2 Обоснование возможности физического и математического построения модифицированных проницаемостей для фаз воды и нефти

§3.3 Расчеты и анализ показателей разработки слоистых пластов при двухфазной фильтрации. Описание осредненных моделей
Глава 4. МОДИФИЦИРОВАННЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ
ЗАКАЧКЕ В ПЛАСТ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ ПАВ
§4.1 Физическое описание пласта и математическая постановка квазидвумерной задачи двухфазной трехкомпонентной фильтрации
§4.2 Расчеты и анализ показателей разработки слоистых пластов при
двухфазной трехкомпонентной фильтрации
§4.3 Модифицированные фазовые проницаемости в задачах площадного
заводнения слоистых пластов
§4.4 Задача о минимуме срока разработки залежи в зависимости от размещения галерей./Постановка оптимальной задачи и метод решения
Глава 5. МОДИФИЦИРОВАННЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В
МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЯХ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
§5.1 Математическое моделирование двухфазной фильтрации в
слоистых трещиновато-пористых средах
§5.2 Математическое моделирование трёхфазной фильтрации в
слоистых пластах с учётом схемы струй
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЕ
Вероятностно-детерминированный подход и вывод расчетных формул
модифицированных_проницаемостей фаз
Документы о внедрении

Актуальность темы. Задачу повышения эффективности добычи нефти и газа можно частично решить за счет применения оптимальных систем разработки нефтяных месторождений, широкого внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов и применения прогрессивных технологических процессов - таких, например, как закачка в пласт горячей воды или водных растворов ПАВ (поверхностно-активных веществ).
Слоистая неоднородность горных пород-коллекторов нефти является одним из наиболее распространенных типов неоднородности. Она обусловлена самой природой осадкообразований, условия которых резко меняются под действием, например, таких факторов как тектоническое движение земли, колебания в климате, изменения скорости движения вод и ветров. В зависимости от проявления этих факторов мощности и проницаемости слоев изменяются в широких пределах. В некоторых случаях отдельные слои изолированы друг от друга глинистыми перемычками, в других случаях такие перемычки отсутствуют и пласт представляет собой гидродинамически связанную по мощности систему. На рисунке слева приведена заимствованная из [41] кернограмма продуктивных песчаников Д1 и Д2, построенная по данным исследования скважины №455 на Туймазин-ском месторождении.
Проницаемость мдэрси Проницаемость мдарси
Кернограмма скважины 455 Туймазинского месторождения
Кернограмма скважины 32 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения

Из анализа кернограммы следует, что продуктивные пласты на этом месторождении сложены из тонких пропластков, высоты которых не превышают 0.2 - 0.3 метра, а проницаемости находятся в пределах 150 - 1200 миллидарси. Подобные же выводы вытекают из анализа кернограмм других скважин. Показано, что слоистая неоднородность ярко выражена на Ромашкинском месторождении (на рис. справа) и многих других месторождениях.
При проведении многовариантных гидродинамических расчетов приходится рассматривать трёхмерные задачи двухфазной изо- и неизотермической фильтрации, а при закачке в пласт водных растворов ПАВ -двухфазной трехкомпонентной фильтрации. Сделать это довольно сложно из-за недостатка геологической информации о строении пласта (особенно наличия или отсутствия глиняных перемычек между пропластками на всём протяжении пласта, а не только на отдельных его участках), а также существенных затрат машинного времени (особенно при решении задач оптимальной разработки, где приходится проводить многовариантные гидродинамические расчёты). Следует отметить, что, несмотря на широкое использование в гидродинамических расчетах трехмерных моделей - программные комплексы «ТРИАС», Oil Expert, «Техсхема» и др., вопрос понижения размерности задачи остается актуальным, особенно при объединении пластов в пачки на некоторых участках месторождений.
В работе используем общепринятые обозначения [16, 102]: S - водо-насыщенность пласта; K(z) - абсолютная проницаемость слоистого пласта,
зависящая от его толщины с; Ke(S),KH(S) - относительные фазовые проницаемости, полученные лабораторным способом по кернам; рв,рн ~ вяз~ кости фаз; т - пористость пласта; Р - давление в пласте; Г-температура в пласте; x,y,z- координаты; t - время; Kg(S), K*'(S) - модифицированные проницаемости фаз; К*- средняя по мощности пласта абсолютная проницаемость. Остальные обозначения будут введены дальше по тексту.

При а < К(г) < Ъ, К* =(а+Ь)12, а = К*3), & = £*-(1+у-л/З)
АТ," (?) = • 5„ (5) • [1 + к • л/3 • (1 - Я„ (|))]
А7(5)=к,. .[1-5„(4[1-‘'''/з-5.(5)] 0 14>
0.3 0.5 0.7 0.8 £
Рис. 3. Равномерный закон и Максвелла закон
Для экспоненциального закона модифицированные фазовые проницаемости имеют вид;
К:Ф) = К. .З^ДипЗД] ;
(1.15)
1+5я(5)1п

1-ад
Вывод этих формул дается в Приложении.