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

Рис. 9,58. Модель Дж. Грэхэма [13]: / - микрометрические вииты для регулирования ширины раскрытия трещин; 2 - блоки из сплавленных кварцевых зерен; 3 -трещина; 4 - вход жидкости; 5 - выход жидкости

Рис, 9,59. Результаты экспериментов Дж. Грэхэма 1 [13]:

а - зависимость водонефтяного фактора (ВНФ) от дебита нагнетания Снагн» см/с (шифр кривых) при постоянной ширине раскрытия трещин (все опыты проведены при раскрытии трещин, равном 0,076 см, и среднем отношении СК = Ктр/м=33); б - зависимость нефтеотдачи от объема нагнетания вати различных градиентах давления,

МПа/1,54 м (шифр кривых) (К=0,2-10-з мкм; Ф = 12%; СЯ = Ктр/Кд = 33); в - зависимость ВНФ от водонасыщенности 5д прн нагн~2,5 cmVc и различных отношениях CR = K,.pjK- (шифр кривых)

ю т

, % объема пор

за W 50 во 70 80 90 100

в. Влияние порово-трещинной проводимости, выражаемое через отношение проницаемостей Ктр/Кы, исследовалось при разных величинах этого отношения. После достижения определенного коэффициента нефтеотдачи (увеличения текущей водонасыщенности) различия в величинах нефтеотдачи практически перестали наблюдаться (см. рис. 9.59, б). Изменение отношения /Стр/-м в 17 раз приводит к тому, что в начальной стадии вытеснения водонефтяной фактор возрастает в 3 раза при добыче одного и того же количества нести.

9.5.2.2. Модель Клеппа [14]

Результаты экспериментов, полученные на физической модели, сравнивались с результатами численных экспериментов. В экспериментах использовались образцы цилиндрической формы, вырезанные из песчаника Береа, которые имели размеры: диаметр 10,16 см и высоту 10,16 см. В процессе экспериментов по вытесне-

нию нефти соленая вода закачивалась с постоянной скоростью в нижние части образцов.

Скорость нагнетания выражалась как безразмерный ?,1ножитель гравитационной скорости (уравнение 9.12), который можно представить в следующем виде:

Рнагн Qh

"-гнагн

нагн. б ~

Н-нВн

(9.85)

Были проведены эксперименты при трех значениях Рнагн.б, равных 0,05; 0,5 и 5. Отмечено, что, когда величина Рнагн б очень мала, характер процесса похож на вытеснение при одновременном проявлении капиллярных и гравитационных сил, а когда Рнагн.б велико, характер процесса вытеснения определяется градиентом давления нагнетания.

Особое внимание уделялось отношению проводимостей, которое выражает отношение вертикальных составляющих порово-тре-щинной проницаемости:

(9.86)

CR - (тр/м)верт-

Для исследований были выбраны отношения 10, 1 и 0,1, которые создавались путем изменения раскрытости трещин при постоянной

т 1000 юооо Время, сут

100000 юооооа

Рис. 9.60. Зависимость накопленной добычи от времени для разных Снагн.отв и различных отношений CR=Ki-plKx [14]:

проницаемости матрицы. Полученные результаты приведены на графиках.

а. Накопленная добыча как функция времени представлена на рис. 9.60 в виде классических кривых, имеющих S-образную форму. Причем на некоторый заданный момент времени большая накопленная добыча получается при больших скоростях (дебитах) закачки (сравните кривые а, в и д для постоянного С/? = 10 и Снагн.б = 5, 0,5 и 0,005 соответственно). Для получения одной и той же накопленной добычи при постоянной безразмерной скорости нагнетания Рнага.б = 5 требуется больше времени при уменьшении отношения проводимостей трещин и матрицы (сравните кривые а, б и в на рис. 9.60 для CR=lQ-hl и 0,1 соответственно).

При очень низких значениях параметра Рнагн.б характеристика процесса становится подобной характеристике капиллярно-гравитационного вытеснения из классических пористых сред (кривая д).

б. Сопоставление водонефтяного фактора с величиной накопленной закачки воды показывает, что при высоких значениях величин CR и Рнагн.б возникает существенный риск раннего обводнения продукции. Это означает, цто при малых значениях CR и

10 20 30 liO 50 60 Накопленная добыча neipma, % объема пор

0,1 0,2 0,3 0,li 0,5 Накопленная добыча нещти % объема пор

Рис. 9.61. Зависимость ВНФ от накопленной добычи при различных

QnarH.oiH и CR = KtvIKm [14]:

Рис. 9.62. Связь накопленной добычи воды и нефти при различных значениях Снагн.отн и CR = KtpIKm [14]: