Формула расчета показателей разработки нефтяного месторождения при непоршневом вытеснении нефти водой для пласта в целом

Формула расчета показателей разработки нефтяного месторождения при непоршневом вытеснении нефти водой для пласта в целом базируется на модели Бакли-Леверетта и уравнении Велге. Основным показателем является доля воды в потоке $f_w$, определяемая через относительные фазовые проницаемости $k_{ro}(S_w)$ и $k_{rw}(S_w)$, а также вязкости нефти $\mu_o$ и воды $\mu_w$. Для пласта в целом интегральный накопленный отбор нефти рассчитывается через среднюю водонасыщенность $\bar{S}_w$ и пористый объем пласта $V_p$.

$f_w(S_w) = \frac{1}{1 + \frac{\mu_w \cdot k_{ro}(S_w)}{\mu_o \cdot k_{rw}(S_w)}}$

Разбор по случаям

Примеры

Расчет мгновенной обводненности. При непоршневом вытеснении нефти водой заданы вязкости $\mu_o = 5$ мПа·с и $\mu_w = 1$ мПа·с. На текущем этапе фазовые проницаемости составляют $k_{ro} = 0{,}2$ и $k_{rw} = 0{,}1$.

По формуле получаем отношение фазовых подвижностей $\frac{1 \cdot 0{,}2}{5 \cdot 0{,}1} = 0{,}4$.

Доля воды в потоке составит $f_w = \frac{1}{1 + 0{,}4} = 0{,}714$, что соответствует $71{,}4\%$ обводненности пластовой продукции.

Определение накопленной добычи. Для пласта объемом $V_p = 10^6$ м$^3$ при начальной водонасыщенности $S_{wi} = 0{,}2$ и пористости $\phi = 0{,}2$ средняя водонасыщенность вымываемой зоны достигла $\bar{S}_w = 0{,}55$.

При объемном коэффициенте $B_o = 1{,}1$ накопленный объем добытой нефти составит $N_p = \frac{10^6 \cdot 0{,}2 \cdot (0{,}55 - 0{,}2)}{1{,}1} \approx 63636$ м$^3$.

Расчет показывает эффективность непоршневого вытеснения нефти водой для пласта.

Расчет текущего коэффициента нефтеотдачи. Даны исходные параметры терригенного пласта: начальная водонасыщенность $S_{wi} = 0.20$, связанная вода. По результатам интегрирования функции Бакли-Леверетта и касательной Велге, на момент прокачки $1.5$ пористого объема средняя водонасыщенность пласта $\bar{S}_w$ достигала значения $0.56$.

Требуется вычислить текущий коэффициент извлечения нефти по выражению $E_r = \frac{\bar{S}_w - S_{wi}}{1 - S_{wi}}$.

Подставляя численные данные, получаем $E_r = \frac{0.56 - 0.20}{1.0 - 0.20} = \frac{0.36}{0.80} = 0.45$.

Таким образом, текущий КИН для пласта в целом равен $0.45$, или $45\%$. Полученный результат позволяет точно оценить полноту вытеснения углеводородов водой на текущей стадии разработки месторождения.

Частые ошибки

• Использование постоянных значений фазовых проницаемостей вместо их функциональной зависимости от водонасыщенности.
• Пренебрежение различием между текущей водонасыщенностью на фронте вытеснения и средней водонасыщенностью пласта.
• Игнорирование объемного коэффициента нефти при пересчете пластовых объемов добытой нефти в стандартные условия.

Коротко

Правильно примененная формула расчета показателей разработки нефтяного месторождения при непоршневом вытеснении нефти водой для пласта в целом позволяет точно прогнозировать динамику обводненности и коэффициента извлечения нефти. Учет зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности обеспечивает достоверное гидродинамическое моделирование процессов заводнения.