Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

0,2 0,3 0,40,5 0,7 1,0

4 S 6 7 8 ЮМ

Рис. 2.44. Зависимость Р„, от коэффициента подвижиости М для девятиточечной системы при разных вытесняемых объемах V,„

Рис. 2.45. Зависимость для различных систем заводнения от L/2a при коэффициенте подвижности М = 1:

/ - лобовое линейное рядное заводнение по Маскету; шахматное рядное заводнение: 2 - по Маскету; 3 - по Пратсу

Р,,долиед.

3,2 L/2a

распределение размера пор, свойства насыщающих пласт флюидов и т.п. Наиболее важный из этих параметров - проницаемость.

Неоднородность пласта по проницаемости обычно описывается с помощью вероятностного распределения. Распределение задается плотностью распределения:

da = f{k)dk,

(2.16)

где f{k) - плотность распределения; da - доля пласта, имеющего проницаемость в интервале [к, к + dk].

Плотность распределения удовлетворяет нормировочному соотношению

f{fc)dk = 1,

(2.17)

где ic„in, ic„ax ~ минимальное и максимальное значения проницаемости.

Функция плотности распределения может быть задана как в аналитической, так и в табличной форме. Существуют различные виды распределений, применяемых для описания неоднородности пласта по проницаемости, и способы восстановления распределения по геологическим данным [27, 28, 30]. При оценке коэффициента охвата предпочтительно использовать то же распределение проницаемости, которое было использовано при подсчете запасов для данного месторождения. Важными количественными характеристиками распределения проницаемости являются: математическое

ожидание [к), среднеквадратичное отклонение (о) и вариация проницаемости (V):

*тах

к= j kf{k)dk;

(2.18)

*max

j2= j (k-kf.

f(k)dk;

(2.19)

V = a/k.

(2.20)

При расчетах коэффициента охвата пласт аппроксимируется полосо-образной залежью (рис. 2.46) и разбивается на расчетные фрагменты прямолинейными галереями.

Для учета невертикальности газонефтяного и водонефтяного контактов пласт разбивается на М равных по толщине пропластков.

Каждый пропласток разбивается еще на N пропластков различной проницаемости, что позволяет учесть неоднородность коллектора (рис. 2.47).

Таким образом, расчет проводится по М х N гидродинамически не связанным трубкам тока.

Проницаемость пропластков задается в соответствии с вероятностным законом распределения проницаемости, построенным по данным исследования кернов.

В каждой трубке тока предполагается поршневое вытеснение нефти, характеризующееся соответствующей каждому агенту остаточной нефте-

ВИК ГНК

777777777777777/77777777777777777777777777

Галереи

I II III IV V

/у /

777?

7777-

Рис. 2.46. Пример аппроксимации иефтшой оторочки. Штриховкой обозначены непроницаемые границы

Рис. 2.47. Схема расчета вытеснения иефти:

ABCD - нагнетательная галерея; EFG - эксплуатационная галерея; ВСН и OMN - начальное и текущее положение контакта агента и нефти. В = L„,„ - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями; L„ - начальная координата фронта вытеснения; - проницаемость пропластка

насыщенностью за фронтом вытеснения, где нефть предполагается неподвижной. За фронтом вытеснения вводится фазовая проницаемость для вытесняющего агента в соответствии с остаточной нефтенасыщенностью (рис. 2.48). 5 = / - г (г - коэффициент вытеснения, зависящий от свойств агента).

При вытеснении с ограниченным смешиванием необходимо учитывать растворение вытесняющего агента в остаточной нефти за фронтом вытеснения;

AM = Ах • S • 0 • Кр • F,

(2.21)

где АЛГ - масса растворенного агента в элементе длины Ах пропластка; F - площадь поперечного сечения пропластка; - коэффициент растворимости; 0 - пористость.

Для оценки изменения остаточной нефтенасыщенности в результате растворения агента в нефти в первом приближении предполагается, что плотность нефти при этом остается постоянной.

(2.22)

5- =5(l + Kp/p„).

Объем вытесняющего агента, растворяющегося в единицу времени при единичной площади поперечного сечения пропластка, в указанных предположениях равен

v;=x.a.5-0.Kp/p„

(2.23)

где X - скорость продвижения фронта вытеснения в данном пропластке.

Поскольку при жестком режиме фильтрации плотности флюидов (р„ и р.) принимаются постоянными, с использованием формулы (2.23) несложно