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

г. Пополнительные сведения

Влияние некоторых типов неоднородности породы на заводнение было исследовано Хапплером [22], который провел серию расчетов и экспериментов на керне (табл. 4.19).

Таблица 4.19

Результаты этих исследований показали следующее:

в случаях / и 2 наблюдалось отсутствие влияния скорости закачки, длины керна и соотношения вязкостей воды и нефти;

влияние смачиваемости, скорости закачки и длины керна на процесс заводнения отчетливо проявлялось в случаях 5 и 4;

в случаях с двадцатью слоями поперечный поток за счет действия капиллярных сил помогает дренированию плотной породы, в то время как в случаях с двумя слоями этот эффект не наблюдается;

более высокая эффективность вытеснения была получена при разделении керна на шесть частей (случай 3) и повороте слоев на 180°, менее представительные результаты были получены в случае 4.

4.6.3.2. Относительная проницаемость в кавернозных и трещиноватых породах

Для карбонатных пород, в которых кроме первичной пустотности- межгранулярной пористости развита вторичная пустотность - ка-вернозность, применимость стандартных методов измерения относительных проницаемостей сомнительна, особенно если вторичная пустотность значительна и равномерно распределена по объему породы.

а. Относительные проницаемости для воды и нефти

в кавернозных породах

(по данным лабораторных экспериментов)

Характер относительных проницаемостей для воды и нефти исследовался в лабораторных условиях на моделях из стеклянных шариков, в которых неизбежны каверны. Полученные результаты следует считать качественной характеристикой. При высоких скоростях прокачки вода полностью вымывала нефть из пустотного пространства, а при низких скоростях, когда проявление капиллярных сил становилось существенным, нефть оставалась в кавернах. Полученные результаты позволяют выделить два типа кривых:

Рис. 4.46. Кривые зависимости относительной проницаемости ко от водонасыщенности s„ [22]

0,6 Sg

тип А - обе кривые, выражающие зависимость относительных проницаемостей для нефти и воды (/со.н и Ко.ъ) от водонасыщенности, имеют вид прямых линий (рис. 4.46); причем в эксперименте наблюдалось, что иногда вода протекала по дну пустот, еще содержащих нефть;

тип Б - соответствует условиям фильтрации воды после продвижения водонефтяного фронта, в том числе через пустоты, до тех пор, пока вся нефть не будет полностью удалена; относительная проницаемость для воды изменяется от нуля (когда нефть еще содержится в пустотах) до 1 (когда нефть полностью вытеснена из пустот).

Моделирование относительной проницаемости и соответствующие лабораторные эксперименты были проведены Арчером [32] на образцах кавернозных карбонатных пород. Результаты показали существенные различия между данными, полученными на кернах в лабораторных условиях и данными моделирования, при котором осуществлялось поршневое вытеснение, характерное для обычного порового коллектора.

б. Относительные проницаемости для газа и нефти при их совместной фильтрации в кавернозном известняке (по данным лабораторных экспериментов)

Судя по экспериментам, проведенным Эбграллом и Ифли [33], величина критической насыщенности газом в случае двухфазного потока может стать очень высокой, особенно если скорость падения давления мала. Газовая фаза появляется в кавернах, но остается неподвижной до тех пор, пока большая часть нефти не вытеснится из них. Это объясняется тем, что выделившийся из нефти газ, собираясь в кавернах, не

2£ сп

Рис. 4.47. Кривые зависимости (log кг1кн)-8г.

известняк: 1 - кристаллический; 2 - кавернозный

может вытеснять нефть в породу матрицы, которая окружает каверны, из-за противодействия капиллярных сил. PI лишь позднее, когда будет достигнута повышенная насыщенность свободным газом породы матрицы, относительные нроницаемости кавернозно-матричной системы будут описываться единой зависимостью Кт1Кп от Sf, Кривые на рис 4.47 показывают различие характера этой зависимости при фильтрации газа и нефти в одной и той же породе (матрице), но при наличии пустот (каверн) или их отсутствии. При низкой скорости падения давления AP/Ai кривую зависимости Кг/Кн - для фильтрации в известняке с межзерновой, пустотностью необходимо заменить на соответствующую кривую для кавернозного известняка.

в. Относительные проницаемости при фильтрации в кавернозно-трещиноватых породах (теоретический подход)

Относительные проницаемости при фильтрации флюидов в трещинах и кавернах, образующих вторичную пустотность в известняке с межзерновой пустотностью, исследовались на упрощенной модели, разработанной Эрлихом [24]. В модели имелись изолированные каверны внутри матрицы и каверны, соединенные трещинами, простирающимися в одном или двух направлениях (рис. 4.48, а). Степень связанности каверн и трещин выражается вероятностным коэффициентом /. Характер связи каверн и трещин при изменении f от нуля до 1 иллюстрируется на рис. 4.48, а. Пример наличия каверново-

Рис. 4.49. График зависимости остаточной нефтенасыщенности Sb.o от коэффициента / для данной модели [24]

Рис. 4.48. Трещиновато-кавернозная модель [24].

а - типы взаимосвязи каверн прн разных значениях f; б - трещниио-каверновая система в матрице при /-0,5