Разработка пластов с водонефтяными зонами

1. При построении секторных компьютерных моделей должны быть использованы гидродинамические сетки с высокой степенью измельчения, в т.ч. неравномерные сетки и локальное измельчение скважинных ячеек.

2. Неоднородный пласт представляется слоистым (с перетоками), причем каждый слой выделяется в регион с указанием необходимых зависимостей фильтрационно–емкостных и физических свойств: зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений систем “нефть-газ” и “нефть-вода”, а также изменение свойств нефти и газа как функции давления и температуры - PVT свойства.

3.Для учета деформационных процессов в пакете DESKTOP-VIP имеется возможность задать зависимости пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Эта возможность реализуется при использовании процедуры COMPACT REVERSE или COMPACT (если деформации носят необратимый характер).

4. Зависимости PVT свойств могут быть построены по корреляционным зависимостям, используемым в программных продуктах, а также по методикам, разработанным на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Методика входит в программу “Нефтяной калькулятор”.

Далее презентация по техногенным процессам.

Разработка пластов с водонефтяными зонами

В соответствии с механизмом извлечения нефти на естественных напорных режимах процессы фильтрации могут быть описаны с помощью приведенного закона Дарси для каждой фазы по оси Z:

(1)

где k_z –проницаемость в вертикальном направлении;

k_i(S) – относительные фазовые проницаемости фаз;

Р_i – давление в фазах; µ_i, - коэффициент динамической вязкости фаз;

ρ_i – плотность фаз; i – индекс фазы (i = 1, 2, 3);

g –ускорение свободного падения;

S – насыщенность смачивающей фазы.

Связь между давлениями в фазах определяется соотношением

, , (2)

где - капиллярное давление,

σ – величина межфазного поверхностного натяжения;

θ – угол смачивания;

r – радиус капилляра.

i-я фаза – нефть

j-я фаза –вода.