НЕФТЕГАЗОВАЯ ГИДРОМЕХАНИКА Тема 1.1 Введение в нефтегазовую гидромеханику. Основные понятия фильтрации нефти, газа и воды 1.1.1 Предмет и задачи нефтегазовой гидромеханики, этапы развития науки. 1.1.2 Геологическое строение и режимы работы нефтяных залежей. 1.1.3 Фильтрационно-емкостные характеристики пористой среды, основные понятия, используемые в нефтегазовой гидромеханике. Тема 1.2. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде 1.2.1 Линейный закон фильтрации Дарси, границы его применимости. Тема 1.1 Введение в нефтегазовую гидромеханику. Основные понятия фильтрации нефти, газа и воды 1.1.1 Предмет и задачи нефтегазовой гидромеханики, этапы развития науки. • Нефтегазовая гидромеханика - это наука о движении нефти, воды, газа и их смесей в пористых и трещиноватопористых горных породах, слагающих продуктивные пласты и массивы. • Основу подземной гидромеханики составляет теория фильтрации • Фильтрацией называется движение жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых средах, т.е. в твердых телах, пронизанных системой сообщающихся между собой пор и микротрещин Основными задачами нефтегазовой гидромеханики являются: Создание теории и методов расчета движения реальных жидкостей (газов) в пористых средах в процессе извлечения нефти или газа из недр; Получение данных, необходимых для научно обоснованного проектирования разработки месторождений углеводородного сырья Этапы развития науки Начало развитию нефтегазовой гидромеханики было положено французским инженером А. Дарси, который в процессе работы над проектом водоснабжения г. Дижона провел многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные песчаные фильтры. В 1856 г. им была опубликована книга с описанием опытов. В ней же был сформулирован экспериментальный закон, в соответствии с которым скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления. В эти же годы другой французский инженер Дюпюи опубликовал монографию, в которой впервые изложил гидравлическую теорию движения грунтовых вод. Ч .Слихтер - гидрогеолог, работавший в США, внес значительный вклад в развитие теории фильтрации. Им впервые были предложены модели идеального и фиктивного грунтов, показано, что пористость и просветность фиктивного грунта зависят не от диаметра частиц, а лишь от плотности их укладки. Основоположниками отечественной школы теории фильтрации являются проф. Н.Е. Жуковский, академики Н.Н. Павловский и Л.С. Лейбензон. Н.Е. Жуковский в 1889 г. опубликовал первую работу по теории фильтрации “Теоретическое исследование о движении подпочвенных вод”. Им впервые были выведены общие дифференциальные уравнения теории фильтрации, указано на математическую аналогию теплопроводности и фильтрации. Им также решен ряд задач о притоке воды к скважинам. Н.Н. Павловским многие задачи фильтрации воды были сформулированы как краевые задачи математической физики. Он же впервые обосновал и предложил применение метода ЭГДА для решения фильтрационных задач, что в последующем нашло широкое применение для решения задач фильтрации нефти, воды и газа в продуктивных пластах. Н.Н. Павловский впервые предложил использовать параметр Рейнольдса в качестве критерия существования закона Дарси. Следует отметить, что вплоть до середины 20-х годов ХХ века наука развивалась преимущественно в рамках инженерной гидрогеологии (отсюда название). В 20-х и начале 30-х годов этого века прогнозирование разработки нефтяных месторождений производилось в основном путем построения фактических зависимостей показателей разработки от времени, полученных в начальный период разработки, статистической обработки этих показателей и их экстраполяции на будущее. Математические методы теории фильтрации, уже значительно развитые к этому времени Н.Е. Жуковским, Н.Н. Павловским и другими, еще не нашли применения в нефтяном деле Развитию и использованию в разработке нефтяных месторождений методов этой теории существенным образом способствовали работы американского ученого Маскета. Основателем отечественной школы ученых и специалистов в области гидродинамической теории фильтрации нефти и газа является академик Л.С. Лейбензон. Теоретические и экспериментальные исследования Л.С. Лейбензона начались в 1921 г. в Баку. Обобщение этих исследований приведено в монографии “Нефтепромысловая механика”, в которой впервые изложены основы нефтегазовой подземной гидромеханики (1934 г.). Выдающийся вклад в развитие теории фильтрации в нефтегазоводоносных пластах внесли С.А. Христианович, Б.Б .Лапук, И.А .Чарный, В.Н .Щелкачев и многие другие ученые. Широкие исследования в области подземной гидромеханики ведутся за рубежом. Стали классическими экспериментальные исследования, проведенные в США еще в 30-е годы ХХ века Р. Викофом и Г. Ботсетом по изучению фазовых проницаемостей жидкости и газа. Существенное значение имеет классическая теория двухфазной фильтрации, предложенная С. Бакли и М. Левереттом. Значительное влияние на развитие теории фильтрации оказала работа А. Ван-Эвердингена и У. Херста о притоке упругой жидкости к скважине. В последние годы исследования в области нефтегазовой гидромеханики связаны с проблемой увеличения нефтеотдачи пластов. Новые актуальные задачи выдвигаются практикой разработки нефтяных и газовых месторождений, вступивших в позднюю стадию, а также таких, которые характеризуются сложными горногеологическими и термобарическими условиями залегания и эксплуатации. В связи с этим интенсивно развиваются: 1. теория многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в деформируемых неоднородных пластах; 2. физико-химическая гидродинамика и гидродинамика новых методов извлечения нефти и газа из недр; 3. теория фильтрации неньютоновских жидкостей и углеводородных дисперсных систем; 4. подземная гидротермодинамика; 5. теория нелинейной нестационарной фильтрации и др. Для решения современных гидродинамических задач применяют широко развитый аппарат математической физики, вероятностно-статистические методы, используют возможности вычислительной техники. Геологическое строение и режимы работы нефтяных залежей Понятие о нефтяной залежи • Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. • Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, то такую воду называют подошвенной. • Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях, то используется термин - контурная вода. • Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водонефтяного контакта. • При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. • Нефтяной пласт - это совокупность залежей нефти с прилегающей водонапорной областью. • Нефтяные месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким геологическим структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: • залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (см. рис. 1); • залежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. 2). Рис. 1. Схема строения залежи нефти с газовой шапкой газ (газовая шапка) нефть нижняя краевая вода IV III II Внешний и внутренний контуры нефтеносности Внешний и внутренний контуры газоносности I Рис. 2. Схема залежи нефти с подошвенной водой и газовой шапкой ГНК ВНК подошвенная вода • Наиболее распространены три основных типа залежи: • Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь; • 0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь; • 0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная залежь, где Vн/Vг - отношение объема нефтяной части залежи к газовой. Источники пластовой энергии • Пластовое давление Рпл - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. • Нормальное пластовое давление равно давлению столба воды высотой, равной глубине залегания данной залежи. Режимы пласта Совокупность естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется режимом пласта. Выделяют пять режимов: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа гравитационный. Водонапорный режим При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин. Условие существования водонапорного режима. Р пл Р нас где Pпл - среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения. Естественный режим в нефтеносных пластах напор краевых вод . Нефтедобывающая скважина нефть вода зона вода Естественный режим в нефтеносных пластах Напор подошвенных вод( массивная залежь) Нефтедобывающая скважина Нефть Вода Зона Qн, Qв, Рпл, Рнас, Гф Qв Рпл Рнас Гф Qн 0 10 20 30 40 50 Нефтеотдача, % 60 70 Основной режим Разновидность режима Жесткий водонапорный (ЖВНР) Водонапо рный Условия существования Преобладающая форма пластовой энергии 1. Наличие напора Напор контурных контурных вод и вод; напор закачка в пласт закачиваемой воды необходимых объемов воды 2. Равенство количеств отобранной жидкости (нефти и воды) и вторгшейся в залежь воды В естественных условиях этот режим не встречается, поскольку соблюсти баланс отбора и закачки достаточно сложно. Однако широко используется при моделировании процесса разработки и расчетах технологических показателей. Коэффициент конечной нефтеотдачи 0,5 - 0,8 Упругий режим При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Условием существования этого режима является Р пл Р нас Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Рпл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти. Основной режим Разновидность режима Чисто упругий (I фаза) Упругий Замкнуто-упругий (II фаза) Упруго-водонапорный (УВНР) •(может считаться разновидностью ВНР) Условия существования Преобладающая форма пластовой энергии 1.Пластовое давление выше давления насыщения 2.Забойные давления не ниже давления насыщения 3.Депрессионная воронка распространяется до границ залегания залежи (за пределы контура нефтеносности) Упругое расширение нефти, связанной воды и породы 1.Залежь литологически или тектонически ограничена 2.Отсутствует напор контурных вод 3.Пластовое давление снижается, оставаясь выше давления насыщения Упругое расширение нефти, связанной воды и породы 1.Значительная по размерам, гидродинамически связанная с залежью законтурная водоносная область 2.Пластовое давление выше давления насыщения 3.Депрессионная воронка распространяется в законтурную водоносную область Упругое расширение нефти, связанной воды в нефтенасыщенной части, воды в водоносной области, пород пласта в нефтенасыщенной части и водоносной области + напор краевой воды Коэффициент конечной нефтеотдачи 0,5 - 0,8 Упруговодонапорный режим Рпл В G I стадия qн II стад ия Рнас IV стад ия III стад ия 0,1 0,2 0,3 0,4 Основной период разработки qж 0,5 0,7 kизвл.н Режим газовой шапки Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Р пл нач Р нас Основной режим Разновидность режима Упругий газонапорный Газонапор ный (режим газовой шапки) Жесткий газонапор ный Условия существования Преобладающая форма пластовой энергии 1.Наличие газовой Напор шапки шапки 2.Начальное пластовое давление на уровне ГНК равно давлению насыщения 3.По мере отбора нефти давление газа уменьшается газа Коэффициент конечной нефтеотдачи газовой 1.Давление в газовой Напор газа газовой шапке остается шапки и напор постоянным закачиваемого газа 2.В подавляющем большинстве случаев закачка газа в газовую шапку 0,1 - 0,4 Режим растворенного газа Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа, переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси, и фильтрации этой смеси к забоям скважин называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси. Режим отличается низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Условия существования режима растворенного газа: Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения); отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурной воды; отсутствие газовой шапки; геологическая залежь должна быть запечатана Основной режим Разновидность режима Условия существования Преобладающая форма пластовой энергии Коэффициент конечной нефтеотдачи 1. Залежь Расширение запечатана пузырьков РРГ в полном 2. Пластовое выделившего объеме пласта давление меньше ся из нефти давления газа насыщения Режим растворе нного газа 1. Ограниченный Расширение напор контурных пузырьков вод выделившего 2. Давление на ся из нефти контуре газа + Режим нефтеносности упругое вытеснения равно давлению расширение и газированной насыщения или напор нефти водой выше него контурной (смешанный) 3. Пластовое воды давление на 1020% ниже давления насыщения 0,05 - 0,3 При низкой продуктивности пласта, ухудшенной связи с водонапорной зоной, пластовое давление снижается до давления насыщения и ниже. В результате из нефти начинает выделяться газ в виде пузырьков, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта, т.е. приток нефти происходит за счет энергии расширения растворенного в нефти газа. Основное условие Рпл<Рнас Гравитационный режим - нефть или вода добываются из пласта только за счет использования силы тяжести самой нефти или воды. Гравитационный режим развивается при полном истощении всех видов энергии. Основной режим Разновидность режима Условия существования Преобладающая форма пластовой энергии Напор столба нефти Напорногравитационный 1.Нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части 2.Перемещающийся контур нефтеносности Энергия нефти Гравитационный со свободной поверхностью (безнапорный) 1.Уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта 2.Карьерный и шахтный способ эксплуатации нефтяных залежей 3.Неподвижный контур нефтеносности Гравитаци онный положения Коэффициент конечной нефтеотдачи 0,1 - 0,2 Гравитационный режим . . Газ Газ нефть Газ Точка C нефть Точка B нефть Точка A Фильтрационно-емкостные характеристики пористой среды, основные понятия, используемые в нефтегазовой гидромеханике КОЛЛЕКТОРА ПО ОРИЕНТИРОВАННОСТИ ПАРАМЕТРОВ В ПРОСТРАНСТВЕ изотропные Изотропия независимость изменения физических параметров от направления анизотропные Анизотропия различные изменения по отдельным направлениям. Упорядочные структуры анизотропны по поверхностным параметрам. модели ПОРОВЫЕ (ГРАНУЛЯРНЫЕ) ВИДЫ КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННЫЕ СМЕШАННЫЕ трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые и т.д. При этом первая часть в названии определяет вид пустот по которым происходит фильтрация. Слепок поровых Под идеальным грунтом понимается модель пористой каналов сцементированногосреды, поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с песчаника параллельными осями. Фиктивным грунтом называется модель пористой среды, состоящая из шариков одинакового диаметра. ИДЕАЛИЗИРОВАННЫЕ МОДЕЛИ ПОРИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Фиктивный грунт Идеальный грунт ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПОРИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРИСТОСТЬ УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ Гранулометрическим составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности Эффективный диаметр – такой диаметр шаров, образующих эквивалентный фиктивный грунт, при котором гидравлическое сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном грунте, одинаково. ПОРИСТОСТЬ Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газа. Коэффициентом пористости называется отношение объема пор ко всему объему пористой среды. Под пористостью в теории фильтрации понимается эффективная (активная) пористость, учитывающая только те поры и микротрещины, которые соединены между собой и через которые может фильтроваться жидкость. Vп m V ПОРИСТОСТЬ ПОЛНАЯ ОТКРЫТАЯ mо = Vп/V ДИНАМИЧЕСКАЯ Для газовых и нефтяных коллекторов в большинстве случаев m=15-22%, но может меняться в широких пределах: от нескольких долей процента до 52%. Просветность ms = Fп/F Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород Удельная поверхность • Удельная поверхность горной породы - это величина суммарной поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. Наиболее просто удельная поверхность горных пород определяется по гранулометрическому составу и пористости. Чем больше удельная поверхность горной породы, чем больше в ней содержится физически связанной воды, тем больше ее влияние на механические свойства. 5 m m м2 S уд 7,0 10 , м3 k Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40тыс. - 230тыс.м2/м3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ - параметр породы, характе-ризующий её способность пропускать флюиды при определенном перепаде давления. Проницаемость измеряется: в системе СИ - м2; технической системе дарси (д); 1д=1,02мкм2=1,02 .10-12м2. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. ВИДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ АБСОЛЮТНАЯ k ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ФАЗОВАЯ (ЭФФЕКТИВНАЯ) ki ki C пористостью и проницаемостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины , выраженные в долях или в процентах. Насыщенность элемента пористой среды данной фазой: Vi Si V n где i= 1,2 (S1, S2 – насыщенность смачивающей и несмачивающей фазами), Vi – объем среды, занятой жидкостью, Vn – общий объем активных пор в данном элементе. • При описании двухфазных течений вводят «относительные проницаемости» ki фаз, определяемые из отношений: k i ( S ) ki k где ki*(S) – фазовые проницаемости Пористость вместе с коэффициентом фильтрации характеризует фильтрационно-емкостные свойства среды kф k g ПАРАМЕТРЫ ТРЕЩИННОЙ СРЕДЫ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды. mт Vт V ГУСТОТА отношение полной длины li всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f li 1 Гт . 2f м РАСКРЫТОСТЬ т Ширина трещины mт=тГт, Характеристики флюида 1.Основной характеристикой фильтрационного движения является вектор скорости фильтрации. 2.Динамическая и кинематическая вязкость( 3. Коэффициент фильтрации Кф = и др. k g = /). Физический смысл скорости фильтрации среднерасходная скорость фиктивного потока, в котором расход через любое сечение равен реальному расходу, поля давлений фиктивного и реального потоков идентичны, а сила сопротивления фиктивного потока равна реальной. Скоростью фильтрации называется отношение объемного расхода (дебита) жидкости или газа к общей площади поперечного сечения образца породы: W Q F Средняя действительная скорость движения жидкости равна отношению объемного расхода (дебита) к площади просветов w = mv 0<m<1, V W m Зависимость параметров от давления называются уравнениями состояния флюида и пористой среды. 0, 0, m0, К0 – значения параметров при фиксированном (начальном давлении Р0); , , m, К – значения параметров при текущем давлении Р; ж – коэффициент объемного сжатия жидкости, Па-1; с – коэффициент объемной упругости среды, Па-1; , m, к – коэффициенты, определяемые экспериментально и зависящие от свойств жидкости и породы, Па-1. При значительных изменениях давления зависимость экспоненциальная, при малых депрессиях – линейная. Тема 1.2. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде 1.2.1 Линейный закон фильтрации Дарси, границы его применимости. Закон Дарси K dP W dl k p W L (однофазная фильтрация) • k/ - коэффициент подвижности. • р* – приведенное давление. Р* P gz Если происходит фильтрация двух несмешивающихся жидкостей, то закон Дарси: 1 k ( S1 ) P1 w1 1L k S2 P2 w2 2 L 2 Закон Дарси справедлив при соблюдении следующих условий: • скорость фильтрации и градиент давления малы; • изменение скорости фильтрации и градиента давления малы. Границы применимости закона Дарси Верхняя граница Нижняя граница инерционные силы неньютоновские свойства Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах измерения единиц
