Моделирование процесса статического конусообразования

Приток нефти к скважинам осуществляется как за счет продвижения контурных, так и подошвенных вод, а также и за счет продвижения ГНК при наличии газовой шапки.

Последний вариант наиболее сложен. В случае напора подошвенной воды, ввиду высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины,граница раздела испытывает значительный перепад давления.

При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности вода—нефть и направлены вверх (рис. б).

Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта, они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды.

Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода—нефть (нефть—газ или газ—вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины.

Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна.

 

 

При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного—двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, рис.в, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены (рис. б,в). В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела вода—нефть или газ—нефть, а ее уменьшение, с увеличением расстояния от оси скважины, обусловливает образование конусообразной формы границы раздела.

Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.

 

В состоянии равновесия дебит или депрессия характеризуется предельными значениями, т. е. таким дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды (газа) в скважину. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта фильтрующейся жидкости, относительного вскрытия продуктивной части пласта.

 

Моделирование процесса статического конусообразования

Общие представления. Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ) вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой. Разработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями:

- полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважины в процессе разработки залежи;

- практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте;

- равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности;

- равенством начального пластового давления и давления насыщения; относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки;

- неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и, в конечном счете, к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи; возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта, предопределяющей пластовые потери конденсата;

- трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др.

Как видим, указанные особенности требуют создания технологии разработки НГЗ и нефтяных оторочек, совершенно отличных от технологии разработки как нефтяных залежей обычного типа, так и нефтегазовых залежей с краевой водой.

При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром установления режима работы скважин и прогнозирования технологических показателей разработки является анизотропия пласта æ*. М. Маскет указывает, что анизотропность пласта существенно влияет на эффективность размещения скважин.

Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раздела вода—нефть. Высокая проницаемость по вертикали (малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает локализованную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой. Поэтому М. Маскет утверждает, что критерием размещения скважин с напором подошвенной воды должен быть параметр размещения r₀, равный отношению вида r₀ = R₀/æ*h₀. Здесь половина расстояния между скважинами.

Аналитическая теория пластов М. Маскета с напором подошвенной воды или газовой шапки не учитывает гравитационную составляющую действующих сил. Учет гравитационной составляющей в модели обеспечивает разность в плотностях вытесняемой и вытесняющей фаз. Современные исследования показали, что влияние этого фактора уменьшается, когда перепады давления становятся значительными по сравнению с градиентом сил тяжести.

Другим фактором, который приводит в расчетах к более раннему прорыву воды или газа и к более низкой эффективности вытеснения по сравнению с возникающими на практике, является допущение в аналитической теории динамического конусообразования,в которой предполагается равномерное распределение давления на исходной поверхности нефть—газ или вода—нефть. Это следует из того, что в реальных условиях отборнефти из скважины понижает давление не только на забое скважины, но и на исходной поверхности раздела, тем самым, снижая тенденцию быстрого подъема конуса в направлении оси скважины.