Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

Модель Уоррена – Рута.
В этой модели должны быть известны размеры 
пористых блоков, содержащих основные запасы нефти. Есть работы, 
определения геометрических размеров блоков по полевым геофизическим 
исследованиям. 
Модель Баренблатта – Желтова.
Модель двойных сред привлекательна 
математическим описанием. Но, к сожалению, трудно воспринимается
и не согласуется с конкретным геологическим строением залежи. 
Во всех рассмотренных моделях с двойной фильтрационно-емкостной 
системой есть общее: а именно, трещины, высокопроницаемые пропластки 
обладают большей проницаемостью. Блоки, матрицы, низкопроницаемые 
прослои обладают большей емкостной способностью (пористостью), в ко-
торой содержится основная, большая доля извлекаемых углеводородов. 
При извлечении нефти приток флюида к забоям добывающих скважин 
происходит по трещинам, высокопроницаемым пропластками. Матрица, 
блоки, низкопроницаемые пропластки подпитывают объекты, среду с боль-
шей проницаемостью в результате перетока, содержащихся в них флюидов.
Правильный подбор модели пласта существенно влияет на разработку 
эксплуатационного объекта в целом, и на выбор режима эксплуатации 
добывающих скважин. Если фактические и расчетные по выбранной мо-
дели показатели разработки различаются, то это свидетельствует о не со-
ответствии выбранной модели геологическому строению пласта.
С другой стороны правильно подобранная модель позволяет прогно-
зировать накопленную и текущую добычи, дебиты и приемистость сква-
жин, обводненность и т.д. Заметим, что в пределах одного эксплуатацион-
ного объекта могут реализовываться разные модели. 
4.3. Водонасыщенность и обводненность.
Рассмотрим два важных 
физических понятия, которые широко используются для описания и моде-
лирования процессов, характеризующих извлечение нефти. Водонасыщен-
ность и обводненность, оба слова однокоренные, корень «вода», но имеют 
совершенно разный физический смысл. 
В главе 1 параграфе 1 было сказано, что коэффициент водонасыщен-
ности определяет долю воды в поровом пространстве пласта и опре-
деляется как 
от
в
в
V
V




(4.1) 
Коэффициенты относительной фазовой проницаемости (а значит и фа-
зовые проницаемости) зависят от коэффициентов насыщенности. Эта связь 

---

устанавливается интерпретацией лабораторных исследований керна. Для 
каждого литологического состава образца, состава и свойств флюидов 
будет «своя», индивидуальная зависимость. Обычно строят зависимость 
между коэффициентами относительных фазовых проницаемостей и коэф-
фициентом водонасыщенности, рис. 4.6. 
Рис. 4.6. 
Экспериментально построенная зависимость между относительными фазовыми 
проницаемостями нефти 
k
н
*
(

)
и воды 
k
в
*
(

)
от коэффициента водонасыщенности 

: 

св
– коэффициент остаточной связанной воды
, 

*
–
предельное значение коэффициента 
водонасыщенности, при котором фильтрация нефти прекращается 
Из рис. 4.6 видно, что в интервале 
св

< 

<

*
в пласте существует зона 
двухфазной фильтрации – нефть – вода. При 
k
*
н
(

*
)
– фильтрация нефти 
прекращается и в пласте движется только вода. Значения коэффициентов 
связанной и предельной водонасыщенностей варьируются в широких 
пределах. Важно, что 

*
всегда меньше 1. 
По аналогии с коэффициентом обводненности глава 3 параграф 3.6.3., 
рассмотрим долю движущейся в пласте воды в общем объеме 
фильтруемой жидкости, обозначения оставим те же. 
н
в
в
н
в
в
ж
в
q
q
q
V
V
V
V
V






(4.2) 
Здесь 
V
в
, V
н
– объемы воды и нефти в произвольном сечении пласта,
q
в
,,q
н
 – 
объемные расходы води нефти. Закону Дарси получим
r
p
kk
S
Sv
q
в
в
в
в
в





*
,
r
p
kk
S
Sv
q
н
н
н
н
н





*
, (4.3) 
где 
S
– площадь фильтрации, 
v
в
,, v
н
скорости фильтрации воды и нефти, 
k, 
k
*
в
, k
*
н
– абсолютная и относительные фазовые проницаемости воды
и нефти,
r
p
r
p
н
в




,
– градиенты давлений воды и нефти. 
Подставляя (4.3) в (4.2), получим 
r
p
k
r
p
k
r
p
k
н
н
в
в
в
в








)
(
)
(
)
(
*
0
*
*





(4.4) 

---

н
в




0
– отношение динамических вязкостей воды и нефти в пластовых 
условиях. Если капиллярными эффектами на границе раздела фаз нефть – 
вода, пренебречь, то градиенты давлений равны. Такая модель называется
моделью Бакли – Леверетта.
)
(
)
(
)
(
)
(
*
0
*
*






f
k
k
k
н
в
в



(4.5) 
Функция 
f(

)
называется функцией Бакли – Леверетта. Описывает не-
поршневое вытеснение нефти водой при известных функциональных зави-
симостях относительных фазовых проницаемостях от водонасыщенности.
Физический смысл функции Бакли – Леверетта – характеризует долю 
воды в фильтрационном потоке жидкости в произвольном сечении двух-
фазной зоны фильтрации. В поверхностных условиях 
f(

)
равна коэф-
фициенту обводненности. При 

=

*
из (4.5) и рисунка 4.4, следует, что 
обводненность равна 1, а водонасыщенность меньше 1.
Таким образом, коэффициент водонасыщенности характеризует долю 
воды в поровом пространстве пласта, причем необязательно движущейся.
Коэффициент обводненности определяется на поверхности после раздела 
продукции на воду и нефть, и соответствует доли воды в добытой 
жидкости.