Как движется нефть в пласте?

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в ПЗП. График изменения давления в окрестности скважины представлен на рис. 3.3 и называется депрессионной воронкой. Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.

Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются СКИН - эффектом. Т.е. любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин - величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения.

Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:

т.е. дебит скважины прямопропорционален депрессии. При плоскорадиальном течении флюида в пласте закон Дарси будет иметь следующий вид:

где µ_н - вязкость пластового флюида, сПз; r_скв - радиус скважины, м; k - проницаемость, мДарси; S - скин; β_н- пластовый объемный фактор; r_др - радиус зоны дренирования скважины, м; h - толщина пласта, м.

Индекс или коэффициент продуктивности - к_пр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое.

Графически данная зависимость выглядит так:

Угол наклона индикаторной кривой определяется коэффициентом продуктивности.

При течении по пласту газа его поток описывается формулой Вогеля. Формула Вогеля для пласта, не имеющего нарушений и с добычей при давлении ниже давления насыщения основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа:

При условиях, что забойное давление ниже давления насыщения поток флюида представляет собой мультифазный и описывается комбинированной формулой Дарси - Вогеля для нефтяных скважин

Максимальный дебит для нефтяных скважин (Q_max) при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом определяется по комбинированной формуле Дарси - Вогеля:

где Р _нас - давление насыщения нефти газом; Q _нас - дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения.

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.