2

3

0,50

0,40

0, И

0.20

0.10

0.00 11 111 111 11 111 11 111 11 111 11 111111 11 111 11 111 11 111 1111 0.00 0.50 1.00 1.50 2.0Й 2.50

Объем прокачанной жидкости, безразм. величина

Рис.3 Распределение выработки пластов с различной пористостью при закачке полимера

3, 4 - распределение без воздействия 1, 2 - распределение с воздействием

1

4

При моделировании участка пласта 2БС10 Южно-Ягунского месторождения обработанного по технологии «СПС» учитывалась неоднородность пласта и использовались функциональные осреднения параметров процесса описанным выше способом в вертикальном сечении с изменением по толщине (/г=8м) пористости m от 0,35 у кровли до 0,2 у подошвы, и абсолютной проницаемости

22

k от 0,06 мкм до 0,009 мкм соответственно. При этом варьировалась линейная зависимость абсолютной проницаемости от концентрации закачиваемой композиции химреагентов. Усредненные начальные и остаточные нефтенасыщенности sH пород (пласта 2БС10 Южно-Ягунского месторождения, на рассматриваемом участке, подвергшимся воздействию) принимались равными 0,56 и 0,32, что соответствует данным геофизических исследований. В соответствии с этими константами варьировались фазовые проницаемости как функции от насыщенностей фаз в виде полиномов второй и третьей степени. Первичная оценка величин неизвестных параметров пласта и воздействия на него закачиваемой композиции химреагентов осуществлялась с применением

градиентных методов по критерию соответствия отклика модели известным технологическим показателям разработки.

Усредненные по участку результаты расчетов приведены ниже в безразмерном виде.

На рис. 4 приведен график изменения доли воды в добываемой жидкости для значений пористости m=0,3 и абсолютной проницаемости £=0,05 мкм (кривая черного цвета) и m=0,22 и £=0,02 мкм (кривая серого цвета). Как видно, при монотонном возрастании доли воды в добываемой жидкости за последние два года эксплуатации она существенно уменьшается в последние два месяца в среднем до 0,83 долей единиц.

Объем прокачанной жидкости, безразм. величина

Рис. 4 Изменение доли воды в добываемой жидкости

1- для пропластка с пористостью 0,3

2- для пропластка с пористостью 0,22

Для более проницаемого пропластка это явление происходит раньше в силу большей скорости фильтрации. При этом увеличивается его фильтрационное сопротивление и происходит перераспределение долей закачиваемой жидкости в сторону некоторого увеличения ее для менее проницаемого пропластка, как это видно на рис. 5.

Это, как следует из используемой математической модели, приводит к увеличению градиента давления и увеличению скорости фильтрации и, как результат, к некоторому увеличению нефтеотдачи такого пропластка и

1

2,00

1,50

0.50

0.00

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00

2.5С

Объем прокачанной жидкости, безразм.

Рис. 5 Распределение закачиваемой воды по пропласткам

1 - для пропластка с пористостью 0,3 2 - для пропластка с пористостью 0,22

Таким образом предложена математическая модель воздействия, учитывающая большее снижение проницаемости в более проницаемой водоносной зоне, по сравнению с фильтрацией в зоне по которой осуществляется вытеснение нефти. Показано, что последнее приводит в случае применения методов увеличения нефтеотдачи к дополнительной добыче нефти. Также предложен достаточно эффективный численный метод расчета для неоднородных пластов.

При математическом моделировании воздействия СПС на объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти снижение абсолютной проницаемости пористой среды в результате взаимодействия реагента с присутствующей в пласте минерализованной водой учитывалось заданием этой величины как

рассматриваемого участка в целом. С учетом кратковременности воздействия на пласт закачанной композиции, связанной с проведенной очисткой призабойной зоны рассматриваемой системы нагнетательных скважин (на рис. 1 и 2 этому соответствует кратковременное снижение доли воды в добытой жидкости из более проницаемого пропластка и доли закачанной в него воды) к дополнительному увеличению нефтеотдачи « на 8,6 % .