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

•форма кривой параметра Q похожа на форму кривой относительной проницаемости. Для невысоких конечных значений нефтеотдачи форма кривых остается такой же. Причем можно предположить, что кривая(S„) перемещается вниз в соответствии с величиной произведения Ко.н {-Ятр).

10.3.1.3. Гравитационное дренирование серии одинаковых блоков

В случае дренирования серии блоков с идентичными физическими свойствами через контакты различной протяженности (см. рис. 10.14) нефть будет вытесняться из всех блоков. Результирующее время вытеснения равно значению времени дренирования единичного блока, умноженному на число блоков.

, В силу большей продолжительности этого процесса скорость вытеснения из серии блоков, очевидно, будет значительно ниже скорости дренирования из единичного блока, из чего можно заключить, что дренирование серии блоков должно интерпретироваться как полустационарный процесс.

Процесс дренирования, описанный на основе результатов, полученных для единичного блока, может оказаться далеким от реальности, так как в случае единичного блока вытеснение происходит быстрее и приводит к более оптимистичным результатам по сравнению с результатами для серии блоков. Детальное изучение процесса привело к следующим выводам.

Полустационарный режим дренирования должен определяться псевдокривой относительной проницаемости по нефти, связанной с конечной нефтеотдачей R„oh и средней нефтенасыщенностью 5* . Эта насыщенность соответствует средней насыщенности неизвле--ченной подвижной нефти для данной конечной нефтеотдачи Якон-

Путем использовання кривой зависимости F(S), которая подобна кривой псевдоотносительной проницаемости, но учитывает высоту капиллярного поднятия, изучаемый процесс можно свести к процессу гравитационного дренирования, но без учета капиллярных эффектов. В действительности, если величина конечной нефтеотдачи близка к Rkoh, распределение насыщенности в каждом блоке приближается к нормальному (включая наличие зоны капиллярного поднятия).

В численном примере [2] рассмотрены свойства серии из 50 одинаковых взаимодействующих между собой блоков, имеющих одинаковые физические свойства. В результате показана разница между процессом вытеснения нефти из единичного блока и серии из 50 блоков. Характеристики единичных блоков следующие: высота Зм; (1-5в.нач)= 0,083;/Со.н = (5нУ;/Сп(5в.пач) = 1,26-10-3 мкм; Ар= 0,6 г/см и рн= 1 мПа• с.

Из результатов расчетов с очевидностью следует, что единичным блокам соответствуют более быстрые процессы дренирования, особенно в области более высоких конечных величин нефтеотдачи

Рис. 10.17. Зависимость текущей нефтеотдачи для времени при различных значениях Яков для случая серии из 50 однородных блоков (/) и для единичного блока (2) (Л - резкое увеличение

Яков , из-за снижения капиллярного давления при восстановлении начального пластового давления (рис. 10.17). В действительности восстановление давления в пласте может снизить величину ка-лиллярных эффектов.

ю 20 30 w 50 вв время, годы

10.3.1.4. Гравитационное дренирование серии неоднородных блоков

Рассмотрим влияние изменения геометрических размеров блоков и свойств пород на величины перетока и скорости дренирования в серии неоднородных блоков.

Степень взаимодействия а одного блока с другим может варьировать. Кроме того, для каждого из блоков серии связь между скоростью дренирования и средней нефтенасыщенностью соответствует свойственной только ему функции псевдоотносительной прони-даемости F.

Параметр F можно аппроксимировать следующим образом:

f = (5У-(1-«„„У, (10.8)

и соответственно отношение скоростей гравитационного дренирования во времени для каждого блока i может быть выражено через отношение уравнений (10.4) и (10.5):

чтах i

(10.9)

Изменение насыщенности как функция времени при этом описывается выражением

[Qi-l пер i-Qapl- (10.10)

алгФг(1-5,.„ач)

Численный пример

а. Интересный эксперимент [2] был выполнен для части залежи, представленной совокупностью из 100 матричных блоков, имеющих среднюю высоту 3 м, но различные физические свойства. Данные, приведенные в табл. 10.2, описывают физические свойства отдельных блоков этой совокупности. Вязкость нефти jxh = 10 мПа-с, разность плотностей Др = 0,6 г/см, = (5н).

Расчеты, выполненные для разных а = 0; 0,25; 1 и двух величин конечной нефтеотдачи /?кои = 30 и 5% показали, как изменяется текущая нефтеотдача во времени (рис. 10.18).

Из приведенных расчетов следует:

вначале скорость дренирования определяется высокопроницаемыми блоками, причем менее проницаемые блоки служат путями фильтрации нефти;

при снижении скорости дренирования всей серии блоков блоки меньшей проницаемости также включаются в процессы дренирования, а на поздних стадиях процесса при очень малых скоростях все блоки оказываются вовлеченными в процесс;

параметр а весьма существенно влияет на вид зависимости нефтеотдачи - время, причем следует отметить, что /?кои пропорционально а;

при условии хорошего взаимодействия между блоками (а=1) величина конечной нефтеотдачи не изменяется, но зависимость

70 20 30

Время, гойы

Рис. 10.18. Зависимость текущей нефтеотдачи от времени для серии из 100 блоков при различных уровнях конечной нефтеотдачи R кон и различных ,а [2]:

; -а=0; 2-а=0.25; 3-а= = 1; 4 -резкое увеличение нефтеотдачи