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. 4.34. Аномальные кривые зависимости относительной (кн/к и ks/k) нроницаемости от водонасыщенности

Трещины: а - косые; б - вдоль направления потока

100%

ход для изучения трещиноватого пласта-коллектора, интересно проанализировать влияние скорости заводнения, длины керна и смачиваемости при лабораторных исследованиях неоднородного коллектора [22], [23], [24]. оценка относительной проницаемости в неоднородных породах посредством насыщения водой может дать неточные результаты, если произошел ранний прорыв воды, т. е. если вода прорвалась в трещины или пустоты раньше, чем фронт воды продвинулся в; матрице. график относительной проницаемости трещинно-матричной системы в этом случае будет представлен кривой аномальной формы (рис. 4.34) вследствие поршневого вытеснения водой флюидов из некоторых трещин (наиболее крупных), а не из всей трещинно-матричной системы.

4.6.1. Обзор основных концепций

относительная проницаемость хорошо изучена для случая двухфазного течения в межгранулярных поровых каналах. поэтому перед рассмотрением более сложных аспектов относительной проницаемости пород с двойной пустотностью необходимо рассмотреть некоторые основные концепции и принципы многофазного течения.

в породах с межгранулярной пористостью распределение флюидов в порах контролируется капиллярными силами, и, следовательно, насыщенность пор различными флюидами будет зависеть от соотношения смачивающей и несмачивающей фаз, заполняющих поровое пространство.

смачивающая фаза будет занимать более мелкие поры, а несма-чивающая - более крупные вследствие взаимосвязи между насыщением пор флюидом и распределением пор по размерам. таким образом, на величину относительной проницаемости будут влиять распределение пор по размерам и последовательность заполнения пор жидкостями (поскольку характер течения при дренировании и пропитке может быть различным).

4.6.1.1. зависимость относительной проницаемости от типа распределения пор

если известно распределение пор по размерам, то можно установить взаимное положение смачивающей и несмачивающей фаз (рис. 4.35). смачивающая фаза будет занимать мелкие поры, а несмачивающая - крупные. таким образом, минимальная насы-

Рис. 4.35. Кривая распределения пор по размерам и флюидонасыщенность. Фазы: У - смачивающая; - иесмачивающая

Рис. 4.36. Влияние среднего размера пор d на величину насыщенности смачивающей Scm и несмачнвающей Sh см фЗЗОЙ

(di<d2)

Диаметр пор

Диаметр пор

Рис. 4.37. Распределение насыщенности при наличии трех фаз.

/ - вода; - нефть; / - газ

Диаметр пор

щенность смачивающей фазой будет зависеть от размера пор. Остаточная водонасыщеиность будет выще в мелких порах, чем в крупных (рис. 4.36).

Если в коллекторе одновременно присутствуют все три фазы, (вода, нефть и газ), в их распределении в порах будет наблюдаться такая картина: в соответствии со степеньк» смачиваемости вода будет занимать самые мелкие поры, газ - наиболее крупные, а нефть - промежуточные по размеру (рис. 4.37).

Если в порах имеются все три фазы, то на относительную проницаемость для каждой фазы насыщенность другими фазами влияет следующим образом:

а) Ко.в зависит только от содержания подвижной воды и не зависит от нефте- и газонасыщенности;

б) Ко.г зависит только от газонасыщенности и не зависит от нефте- и водонасыщенности;

в) Ко.и зависит от нефтенасыщенности и косвенно от пределов размеров пор, в которых имеется нефть. Например, при нефтенасыщенности Sh = 0,5 Ком будет выше при 5в = 0,45 и Sr=0,05, чем при 5в.о = 0,3 и Sr=0,2, так как во втором случае нефть будет расположена в более мелких порах.

4.6.1.2. Нормирование кривых относительной проницаемости

Нормирование кривых относительной проницаемости проводится с использованием значений насыщенности подвижными фазами враз-личных случаях насыщения (дренирование или пропитка). Относительная фазовая насыщенность обозначается 5ф(5в, 5г, Sg).

Относительно пор, содержащих подвижные флюиды.

I-S - S в.о н-о

а относительно всех пор, за исключением содержащих связанную воду

Srh =

i-s„

Относительные проницаемости выражаются как доля проницаемости, полученной при течении фазы в условиях неснижаемой насыщенности 5в.о (или 5н.о), например,

До.н = Дн/Д5=5в.о; До.в = bS=S„ о •

4.6.1.3. Влияние распределения пор по размерам

В результате нормализации кривых относительной проницаемости по насыщенности более четко проявляется и прямая зависимость относительной проницаемости от распределения пор по размерам, а не только от смачиваемости и истории формирования насыщенности [25, 26]. Распределение пор по размерам можно довольно точно установить по кривым зависимости капиллярного давления от насыщенности при дренировании. По частотной кривой (см. рис. 4.37) можно построить график изменения капиллярного давления Рк при дренировании (рис. 4.38, кривая 1), причем давление будет описываться уравнением

logP„=logP„.„--rbg5„.

(4.81)

откуда

sL=V(Pjp,.,)\

(4.82)

При экстраполяции прямой линии 2 (рис. 4.38), построенной по уравнению (4.81), до значения 5см=100% величина Рк.п часто совпадает с пороговым давлением Рпорог. В уравнении кривой капиллярного давления малые значения x указывают на значительные пределы изменения размеров пор, в то

Рнс. 4.38. Кривые зависимости Pk~S*cm в обычных (/) и полулогарифмических (2)

координатах (8*ем= (Sb-Sb.o)/(1-Sb.o))