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

создание точного уравнения связи между насыщенностью несмачивающей фазой и содержанием защемленной фазы. Ланд [30] установил, что связь между начальной и остаточной газонасыщенностью выражается уравнениями:

Sr. нач - 5г.„ач/(1 5в.о);

s;.o = 5r.„/(i-B.o).

которые можно обобщить следующим образом: 1 1

г. о г. нач

(4.86)

(4.87)

где С - константа защемления газа (рис. 4.41), которая при Ь*г.нач= 1 и S*4o = 5*r.omax будет равна

С - (1 /Sp.o max) ~ 1,

(4.88)

где Ог.отах представляет собой эффективную газонасыщенность в конце процесса пропитки пористой среды.

Значения С для различных пород были определены и опубликованы Уитсоном [15]. Более точные величины, полученные подбором, были опубликованы Ландом [30] (табл. 4.17).

Таблица 4.17

Величины констант защемления для различных пород

"Определено подбором данных для кривой дренирования.

•* Определено подбором данных для кривой пропитки, причем первые значения получены экспериментально.

Первые пять формаций представлены карбонатными коллекторами, а последние три - однородными песчаниками с идеальными свойствами.

В случае отсутствия информации величина С может приниматься приблизительно равной 1,5-2.

в. Относительные проницаемости при совместной фильтрации газа и воды

Относительная проницаемость для газа при отсутствии в пористой среде нефти и наличии воды определяется уравнением

о.г прп

(доп - 1) , о* С-в.о)

"т Jr. СВ

(5доп -Sg.g)

i-(i-s;.cb)

(4.89)

где S*r.cB - насыщенность свободным газом:

(4.90)

S . c* r. oct . c* г.нач

cm b.o b.o

Для той же самой двухфазной системы относительная проницаемость для воды будет такой же, что и в случае дренирования:

2+зх

2+зх

(4.91)

4.6.2.3. Выводы

При сравнении поведения кривых относительной проницаемости, полученных при дренировании и при пропитке, можно отметить следующее:

1. При Sr = О, в случае как пропитки водой пор и вытеснения газовой фазы, так и вытеснения воды газом, величины относительной проницаемости для смачивающей фазы Ко.в будут одинако-выми

2. Даже если Sr>-0, разница между /Со.впрп и /Со.в.др очень мала.

3. Поведение относительной проницаемости для несмачивающей фазы будет иным: /Co.ii существенно выше при дренировании, чем при пропитке, когда возрастающая насыщенность 5*.нач обусловливает уменьшение относительной проницаемости для газа и увеличения остаточной газонасыщенности Sr. о.

4. В процессе пропитки водой предельные значения кривой относительной проницаемости для газа могут быть в интервале от

Sr. нач = до Sr. нач - 0.

В первом случае, когда 5г.нач=1, So.r=So.rmax и Ко.г будет наименьшей относительной проницаемостью для газа. С другой сторо-

Рис. 4.41. Кривая зависимости остаточной газонасыщенности S*r.o от начальной 5*г.нач при вытеснении методом пропитки

Рис. 4.42. Влияние начальной газонасыщенности 5*г.нач на кривые относительной проницаемости при дренировании и при пропитке [25].

а - дренирование; 6-пропитка; шифр кривых - значения „,„

НЫ, когда Sr.нач = О, то So.г = О, как показано на рис. 4.41, и С = со по уравнению (4.87). В последнем случае относительная проницаемость для газа при условиях пропитки будет такой же, что и при дренировании (рис. 4.42).

4.6.3. Оценка относительной проницаемости в неоднородных породах

Проблема изучения неоднородности пород в течение длительного времени сводилась к изучению изменений проницаемости коллектора по площади и простиранию и влияния этих изменений на поведение месторождения при разработке. Позднее неоднородность пород-коллекторов была рассмотрена в аспекте ее влияния на относительные проницаемости [31]. С этой точки зрения наибольшее значение имеет неоднородность коллекторов, обусловленная слоистостью, когда течение может быть направлено параллельно слоям или перпендикулярно к ним, и наличием систем с двойной пустотностью, таких, как трещиновато-поровые, кавернозно-поровые и кавернозно-трещиновато-поровые.

4.6.3.1. Относительная проницаемость в слоистых породах

Слоистость породы - одна из наиболее распространенных причин неоднородности, особенно в песчаниках. Слоистая порода состоит из чередующихся слоев тонко- и крупнозернистого материала, образующих пропластки различной толщины и проницаемости. Течение в такой породе может быть параллельным плоскости напластования или перпендикулярным к ней. Связь между характеристика-