8.3.2. Методика расчета реологических и фильтрационных характеристик аномальных нефтей месторождений карбона Татарии.

1. ПДНС стабилизированной нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см² вычисляется по выражению

(25)

Формулой (25) можно пользоваться для расчета ПДНС нефтей, содержащих до 6 % масс, асфальтенов и до 22% масс, селикагелевых смол.

2. ПДНС пластовой нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см² определяется по следующей эмпирической формуле:

(26)

Формула (26) справедлива при насыщенности нефти азотом до 9, метаном до 10 и этаном до 7 нм³/м³.

3. Зависимость ПДНС нефти от температуры описывается следующей формулой:

(27)

где θ (t, 120) – ПДНС при температуре и давлении 120 кгс/см², дин/см². Формула (27) справедлива в диапазоне изменения t от 15 до 60ºС.

4. Напряжение сдвига предельного разрушения структуры в нефти достаточно тесно связано с ПДНС нефти линейной зависимостью:

(28)

5. Вязкость нефти с практически неразрушенной структурой можно рассчитывать по эмпирической формуле

(29)

6. ГДДС в песчанике с достаточной для практики точностью можно определить, зная ПДНС нефти и проницаемость породы, по формулам

(30)

(31)

Где Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см² в кгс/см²∙м; К_н и К_в в Д.

Формулы (30) и (31) можно использовать для расчета ГДДС в песчанике с проницаемостью 0,03 + 1,5 Д и температурах 15 + 50ºС.

7. Градиент давления предельного разрушения структуры определяется по формуле

(32)

Здесь Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см².

8. Подвижность нефти с практически неразрушенной структурой можно оценить по ГДДС и К_сп

(33)

При Н > 0,038 кгс/см²∙м,

Причем

В формулу (33) К_сп подставляется в см^-1, ГДДС в кгс/см²∙м. Тогда размерность оказывается Д/сП.

8.4. Методы оценки реологических характеристик нефти, основанные на гидродинамических исследованиях скважин.

Применение традиционных гидродинамических методов, разработанных применительно к процессам фильтрации ньютоновских жидкостей, оказалось мало эффективным для оценки фильтрационных характеристик аномальных нефтей. Так, при исследовании скважин и пластов на неустановившихся режимах фильтрации снимаются кривые восстановления забойного давления. Обработка результатов исследований производится по основной формуле теории упругого режима, полученной для жидкостей с постоянной вязкостью. Вязкость жидкости считается не зависящей от времени и градиента давления. Эти параметры в случае фильтрации аномальных нефтей являются переменными.

Методы исследований скважин на установившихся режимах оказываются мало пригодными для изучения реологических свойств аномальных нефтей. Это объясняется тем, что основная доля потерь давления приходится на призабойную зону. Существующие здесь значительные градиенты давления обуславливают фильтрацию нефти в этой зоне с предельно разрушенной структурой. Таким образом, в процессе исследований скважин практически снимается зависимость дебита скважин от депрессии на пласт, в котором движется ньютоновская жидкость.

Исходя из предположения о справедливости для нефти модели вязко-пластической жидкости для оценки начального градиента давления предложена модификация метода исследования скважин на неустановившихся режимах – так называемый метод снятия двухсторонних кривых восстановления давления. Сущность этого метода, разработанного под руководством акад.АНАа ССП А.Х.Мирзаджанзаде, состоит в получении при исследовании скважины двух кривых восстановления забойного давления – при притоке жидкости из пласта и при поглощении пластом нагнетаемой жидкости. В случае вязко-пластической нефти предельные значения забойного давления в обоих случаях не равны между собой. Причем, предельное значение забойного давления, полученного при притоке, меньше давления при поглощении нефти. Разность этих забойных давлений равна удвоенному начальному перепаду давления, обусловленному фильтрацией жидкости с вязко-пластическими свойствами. Метод апробирован на скважинах многих месторождений страны. По результатам этих исследований получены значения начального давления, изменяющиеся практически от нуля (месторождение Банка Дарвина) до 9 кгс/см² (Арланское нефтяное месторождение).

Преимущество метода состоит в определении начального градиента давления в условиях близких к пластовым. Некоторые погрешности при измерении этого параметра вносятся в случае применения при получении кривой падения давления жидкости с иными свойствами, чем пластовая нефть. Более существенным недостатком метода является неизвестность ухода жидкости за пределы области дренажа в процессе проведения экспериментов. Это обуславливает трудность нахождения начального градиента давления – основного параметра, применяемого в гидродинамических расчетах фильтрации вязко-пластических нефтей.

7. Гидродинамические расчеты фильтрации аномальных нефтей в пористой среде.

1. Схематизация плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти.

В основу постановки задачи плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти заложены данные о характере изменения вязкости нефти и скорости фильтрации в зависимости от градиента давления.

Результаты экспериментальных исследований фильтрации аномальных нефтей в пористой среде можно обработать двумя способами. По первому способу все изменения реологических свойств нефти учитываются вязкостью нефти, а коэффициент проницаемости считается постоянной величиной. В этом случае, очевидно, мы получаем несколько искаженную функцию изменения вязкости в зависимости от градиента давления, так как с увеличением градиента давления должен расти и коэффициент проницаемости породы. По второму способу по экспериментальным данным определяют коэффициент подвижности аномальной нефти при различных градиентах давления. Такой подход является методически более правильным, так как по мере увеличения градиента давления в пористой среде происходит с одной стороны уменьшение вязкости, с другой – увеличение коэффициента проницаемости пласта. Путем обработки экспериментальных данных в каждом случае можно получить эмпирическую формулу, связывающую подвижность аномальной нефти с градиентом пластового давления.

Формулы для расчета вязкости и подвижности аномальных нефтей имеют вид:

а) для эффективности вязкости нефти

(34)

б) для подвижности нефти при фильтрации в пласте

(35)

Где К_н – коэффициент проницаемости породы при больших градиентах давления;

µ_m, µ₀ – наименьшее и наибольшее значения вязкости нефти;

с и у_п – константы;

∆μ = μ₀ – μ_m; у = grad р.

Следует отметить, что непосредственное использование функции (34) и (35) для решения задач сталкивается с математическими трудностями. В связи с этим необходимо для решения задачи использовать схематизацию притока аномальной нефти в круговом пласте.

Из рис.7 видно, что гладкие кривые изменения вязкости аномальной нефти могут быть заменены ломанными а, б, с с достаточной для практических расчетов точностью. В соответствии с такой схематизацией зависимостей в круговом пласте (рис.8) можно выделить три зоны. В первой зоне с внешним радиусом r_m, расположенной вокруг скважины, градиент пластового давления всюду больше градиента давления предельного разрушения структуры в нефти. Нефть здесь движется с полностью разрушенной структурой и наименьшей постоянной вязкостью μ_m или же наибольшей подвижностью . Величина радиуса первой зоны определяется значениями реологических характеристик нефти и режимом работы скважины.

Рис.7. К аппроксимации зависимости эффективной вязкости аномальной нефти от градиента давления.

Рис.8. Схематизация фильтрации аномальной нефти в круговом пласте.

Во второй зоне вязкость или подвижность нефти в зависимости от градиента пластового давления изменяется по линейному закону. Внешний радиус второй зоны r_g зависит от тех же параметров, что и первой. Здесь главную роль играет градиент динамического давления сдвига.

В третьей зоне фильтрация происходит при наибольшей постоянной вязкости μ₀ или подвижности . По мере увеличения дебита скважины внешние границы первой и второй оси перемещаются к контуру питания.

При сравнительно больших дебитах или соответствующих сочетаниях реологических характеристик в пласте могут существовать только две зоны: первая и вторая (рис.8).