К теории движения газированной жидкости в пористой среде

В последнее время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа. Вводятся в разработку новые месторождения с усложненными физикогеологическими условиями, решаются важные проблемы увеличения полноты извлечения нефти из недр. В связи с этим значительно повысился уровень требований пониманию того, как движутся в пластах насыщающие их жидкости - нефть, газ и вода.

Современное состояние и перспективы дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности характеризуются переходом на интенсивные методы разработки месторождений, существенным усложнением горно-геологических и термобарических условий их эксплуатации. В связи с этим применяются новые методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на дальнейшем совершенствовании методов гидродинамического воздействия на пласты, более широким применением термических, физико-химических и газовых методов воздействия на природные резервуары и насыщающие их флюиды.

Решение практических задач современной нефтяной и газовой технологи требует использования и разработки самых современных теоретических построений.

Задачи о границе раздела двух жидкостей в пористой среде представляют большой практический и теоретический интерес.

При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима наблюдается стягивание контура нефтеносности под напором контурных вод.

В точной постановке задач о продвижении водонефтяного контакта является одной из наиболее сложных в теории фильтрации.

Аналогичная задача о движении границы раздела о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами (вязкостью и плотностью) возникает в некоторых случаях и при разработки газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождений. Значения в этом случае темпо продвижения конкурентных вод очень важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи, дебит газовых скважин и их размещением на газоносной площади, продолжительностью бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели.

Режим газированной жидкости - режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин в основном за счёт энергии расширения газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте ниже давления насыщения. Самостоятельно проявляется в залежи, содержащей полностью насыщенную газом нефть (т. е. без газовой шапки). При снижении давления на забоях скважин ниже давления насыщения выделяющийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает её, а частично увлекает за собой. В начале стадии развития газированной жидкости режим вытеснения нефти в добывающие скважины протекает довольно интенсивно (газовый фактор при этом увеличивается). По мере уменьшения газосо-держания пластовой нефти вязкость её увеличивается, а подвижность снижается. Газ, двигаясь по пласту, опережает нефть и прорывается к забоям нефтедобывающих скважин. Газовый фактор в этот момент достигает максимума, а затем постепенно уменьшается, пластовое давление падает. Дебиты скважин снижаются до величин, при которых дальнейшая их эксплуатация становится нерентабельной. Конечная нефтеотдача 10-20%, реже 30%. Развитие в нефтяных залежах режима газированной жидкости предотвращают применением на ранней стадии его возникновения одного из методов поддержания пластового давления.

Большинство практических методов расчета движения газированной нефти базируется на результатах исследования установившегося течения. Проблема установившейся фильтрации газированной нефти была рассмотрена С. А. Христиановичем. Им была показана возможность сведения нелинейных задач установившейся фильтрации газожидкостных систем к хорошо изученным задачам движения однородной несжимаемой жидкости в пористой среде. Другими словами, задача привелась к уравнению Лапласа, но не для давления (или потенциала), а для некоторой вспомогательной функции Н, которая в дальнейшем получила название функции Христиановича.

Рассмотрим прямолинейно-параллельное стационарное течение трехфазной системы с учетом реальных свойств пластовых флюидов. В этом случае система уравнений (9.74), (9.77) принимает вид

5 k i (CT, СТд) Ф дx L P А Р)в А Р) дx д   kg (CT, CTa ) дР

дx L Pa ( Р Ж ( Р ) дX

= 0 ;

= 0 ;

д д x

k g ( ^ i , CT a )           k ⁽ CT (, 0 a ) ^{s (} Р ) P at

.   P g ⁽Р )      ^g            P i ⁽Р^{) в} i⁽ .Р )    .

д р д x

= 0

В общем случае изучение установившегося течения трехфазной смеси сводится к интегрированию уравнений Лапласа для обобщенной функции Христиановича Н (р). Следовательно, для однотипных постановок задач результаты, известные для фильтрации однородной несжимаемой жидкости, можно использовать для расчета-фильтрации трехфазной системы при замене давления р на функцию Н(р) [1].

Соотношения, определяющие характеристики установившегося течения реальной газированной нефти, широко используются для построения приближенных методов расчета нестационарной фильтрации газожидкостных смесей и для обработки результатов исследования скважин.

При расчетах притока газированной жидкости к скважинам часто используют метод последовательной смены стационарных состояний. В основе этого метода и некоторых других приближенных методов расчета неустановившейся фильтрации газированной нефти лежит допущение о постоянстве в каждый момент времени газового фактора вдоль линии тока. Использование этого условия, справедливого, как мы видели выше, при установившемся движении, для расчета не-установившихся течений газированной нефти является приближенным приемом. Показано, что при нестационарном движении газированной жидкости газовый фактор в каждый момент времени не остается строго постоянным вдоль линии тока [2].

Практические расчеты стационарного движения газированной жидкости можно производить, пользуясь заменой (функцией Христиановича), что чрезвычайно облегчает их выполнение.

Таким образом, на основе результатов исследования можно сделать вывод, что теория движения газированной жидкости находится в стадии разработки и становления. Сравнительно законченной строгой теории еще не существует. Хотя уже имеются рациональ- ные приближенные методы, позволяющие производить промысловые расчеты. При этом необходимо иметь ввиду следующее: физические константы пласта и содержащейся в ней газированной жидкости входят как параметры в расчетные уравнения. К необходимым при всех определениях лабораторным определениям всегда следует дополнительно определять эти константы из промысловых данных, т.е. фактически из дебитов и пластовых давлений месторождения за некоторый промежуток времени.