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

ми слоев и направлением течения будет влиять на оценку относительной проницаемости.

Подход к решению проблемы определения относительных проницаемостей для нефти и газа при течении их в многослойном пласте был разработан Кори [31J.

а. Теоретический, подход

Оценка относительной проницаемости производится на основе следующих уравнений.

Кривая капиллярного давления при дренировании аппроксимирована уравнением

\IPl = BSl., (4.92)

где В - константа; Sh. эф -эффективная нефтенасыщенность (часть порового объема, в %, в котором может осуществляться фильтрация).

Относительные проницаемости выражены в виде функции насыщенности:

o.H=(s;r;

o.r=(i-s;)ni-(s;)]; (4.93)

s* - s*

6. пример вычисления

На основании уравнений (4.92) и (4.93) были сделаны расчеты для пласта-коллектора, представленного двумя пропластками (слоями), находящимися в состоянии капиллярного равновесия. Известны следующие параметры: остаточная нефтенасыщенность 5н.о = = 20%; абсолютная проницаемость пропластков /Ci = 1 мкм и /<2 = 0,01 мкм2; константа В = 10.

Течение может быть параллельным напластованию или перпендикулярным к нему. Проницаемость системы была рассчитана для четырех случаев, схематично показанных на рис. 4.43. Результаты расчетов приведены в табл. 4.18.

Относительные проницаемости для нефти и газа этих составных пластов были рассчитаны по уравнениям (4.92) и (4.93). В случаях 7 и 2 соотношение объемов слоев было 50 и 50%, в случаях 3 и 4- 90 и 10%. Рассчитанные значения относительных проницаемостей оказались зависящими от Skp.ij, направления потока относительно напластования и распределения объемов слоев. Графики для случаев 1 и 2 показаны на рис. 4.44, а, для случаев 3 и 4 ~ на рис. 4.44, б.

В заключение можно сделать следующие выводы.

о о .• о о

"о"

Рис. 4.43. Перпендикулярное и параллельное сочленение слоев. Слон с проницаемостью, мкм: а -0,1, 6 - 0,01. Случаи 1-4 см. в табл. 4.18.

Критическая газонасыщенность в случаях течения, перпендикулярного к слоистости (35% в случае 1, 65%\ в случае 5), значительно выше насыщенности в случаях течения, параллельного слоистости (напластованию) (6% в случае 2 и 1% в случае-).

Таблица 4.18

В случае 3, когда объем низкопроницаемого слоя составляет 10%, относительная проницаемость для нефти и газа наиболее высокая. Можно сделать вывод, что для процесса фильтрации газа и нефти при течении, перпендикулярном к слоистости, идеальной будет неоднородная формация, в которой чередуются слои тонкие с низкой проницаемостью и мощные с высокой проницаемостью.

80 S„ %

80 S„,%

Рис. 4.44. Кривые зависимости относительной проницаемости Ко от нефтенасыщенности Sh по данным табл. 4.18 [31]

Наличие на кривой /Со.г1 участков с разным наклоном для случаев течения параллельно напластованию объясняется влиянием насыщенности, соответствующей критическому ее значению для низкопроницаемого слоя. Перегиб кривой отмечается при S;[.;=35% в случае 2 и при 5г = 8% в случае 4 (фильтрация происходит в основном по низкопроницаемому слою).

Уменьшение Ко.н с увеличением газонасыщенности более резкое при течении, параллельном напластованию (случаи 2 и 4), чем при перпендикулярном (случаи /, 3). Наиболее резкое уменьшение наблюдается в случае 4, когда пласт с низкой проницаемостью имеет значительно больший объем.

в. Результаты экспериментов

Результаты исследования керна песчаников при течении, параллельном напластованию и перпендикулярном к нему, представлены на рис. 4.45.

При течении, параллельном напластованию, критическое насыщение газа очень мало по сравнению со случаем течения, перпендикулярного к напластованию. На кривую относительной фазовой проницаемости для нефти неоднородность породы влияет меньше.

Рис. 4.45. Кривые зависимости относительной проницаемости Ко от нефтенасыщенности S„ [31].

Kg Г течение: а - параллельное напластованию, б - перпендикулярное к нему; в - Кд.„, течение, параллельное напластованию

20 40 ВО 80 5„,% 205