Abstract:
Истощение традиционных запасов углеводородного сырья приводит к необходимости разработки запасов тяжелой нефти и битумов, отличающихся высокой вязкостью. Одной из наиболее эффективных технологий добычи такой нефти является парогравитационное дренирование, суть которого заключается в снижении вязкости нефти путем закачивания в нефтяной коллектор перегретого пара. Увеличение температуры, порового давления и изменение напряженно-деформированного состояния в ходе этого процесса существенно влияют на величину пористости, которая является важнейшей емкостной характеристикой пласта. В настоящей работе предложен анализ различных моделей пористости применительно к процессу парогравитационного дренирования. Для описания парогравитационного дренирования авторами была разработана модель, которая включает в себя уравнения баланса массы для трехфазной жидкости, закон сохранения энергии с учетом фазового перехода, возникающего при испарении пара и конденсации воды, а также закон Дарси для описания фильтрационного течения. Для ее реализации был разработан алгоритм, основанный на решении системы уравнений относительно неизвестных величин давления, паро-, водои нефтенасыщенностей. Результаты анализа показали существенное качественное и количественное различие исследованных моделей. Использование соотношений, связывающих пористость с объемной деформацией, приводит к росту пористости. Модели, учитывающие зависимость пористости от порового давления, показывают существование двух областей увеличения порового пространства (вблизи нагнетательной скважины) и уменьшения порового пространства (вблизи добывающей скважины). В случае зависимости пористости от эффективных напряжений образуется кольцевая область переуплотненного грунта, соответствующая фронту фазового перехода. Таким образом, для получения корректной оценки дебита нефти в произвольном пласте-коллекторе необходимо определить преобладающий механизм изменения пористости (объемная деформация, поровое давление или эффективное напряжение).
