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

4.7.2.5. Извлечение нефти посредством нропитки в зависимости от времени

Процесс вытеснения нефтн из блока матрицы описывается зависимостью нефтеотдача - время. Эта зависимость играет очень важную роль при разработке трещиноватых пластов-коллекторов и обычно представляется в виде кривой на графике, приведенном на рис. 4.66.

Такая кривая получается в результате прямых измерений в лабораторных условиях (см. гл. 9) или посредством математического моделирования процесса вытеснения (см. гл. И). На процесс вытеснения сильно влияют однородность пород, литология коллектора, природа, вязкость флюидов, фактор подвижности, поверхность и характер контакта между породой и флюидами и т. д.

Чтобы использовать данные лабораторных экспериментов для правильной интерпретации поведения залежи при разработке, необходимо смоделировать в лабораторных условиях роль, которую играют при этом капиллярные и гравитационные силы.

Стандартные эксперименты (рис. 4.67) дают различные результаты. В случае, приведенном на рис. 4.67, а, вытеснение флюида будет резу1ьтатом действия только капиллярных сил пропитки, в то время как в случае, приведенном на рис. 4.67,6, во время процесса вытеснения действуют совместно капиллярные и гравитационные силы. Зависимости нефтеотдачи от времени для этих двух случаев будут отличаться друг от друга (см. рис. 4.66) [44].

Поскольку керн имеет небольшие размеры, а моделирование гравитационных сил требует образцов большой длины, стандартные виды анализа часто заменяются опытами с центрифугированием [45].

В центрифугу (рис. 4.68) помещается кернодержатель (длина керна Я), заполненный минерализованной водой.

Потенциал гравитации в зависимости от условий скорости вращения центрифуги будет равен

dG = а)2Др {R + h) dh.

(4.108)

Время

Рис. 4.66. Кривые зависимости нефтеотдачи от времени для случаев а и б на рис. 4.67

Вода

Рис. 4.67. Эксперименты по вытеснению нефти водой путем пропитки.

Вытеснение нефти под действием; а - капиллярны.\ сил; б - гравитационных и капиллярных сил

Рис. 4.68. Распределение воды и иефти в стаканчике работающей центрифуги.

/ - ось вращения центрифуги; 2 -нефть; 3 -рассол; 4 -керн. Л=0 - верх образца: h~H- низ образца

Интегрируя уравнение по направлению длины керна, получаем G = Ар {Rh + /jV2). (4.109)

Гравитационный потенциал, взвешенный по объему, будет ра-

ъян + Я*

(4.110)

Если капиллярное давление выражено уравнением (4.104)

то отношение гравитационных сил к капиллярным будет G o2Дp(з?я-f яг)/б [о/ {Q)/y1kW] j

Угловая скорость вращения

G [о/ (6) /т К/Ф ] J

м 60

N =- U).

(4.111)

(4.112)

(4.113)

Если опыты проводятся на небольших образцах (небольшая Я), преобладающее влияние гравитационных сил возможно лишь при большой скорости вращения центрифуги (см. гл. 9).

основные обозначения к разделу 4.2

а - протяженность А - площадь Ь - раскрытость трещин К - проницаемость L - длина

п - неопределенное число s - площадь V - обьем

ф - пустотность, пористость

пр.ф ~ коэффициент продольной формы

п.ф - коэффициент поперечной формы

1 - число трещин Р - давление

Q, q ~ дебит г - радиус s - скин-эффект

2 - угол между трещиной и

направлением течения ф - пустотность, пористость jj. - вязкость

индексы к разделу 4.2

1 - первичная

2 -. вторичная

г. тр - густота трещин

i - неопределенный порядковый номер м - матрица max - максимум min - минимум общ - общий тр - трещина эф - эффективный

индексы к разделу 4.3

бл - блок в - вода г. тр - густота трещин др - дренирование инт - интервал манж - манжета м - матрица общ - общий тр - трещина тр. пл - трещиноватый пласт

i - неопределенный порядковый номер

основные обозначения к разделу 4.4

основные обозначения к разделу 4.3

а - протяженность А -. константа, зависящая от типа пустотности породы А - площадь

В - константа, зависящая от

размера пор с - константа, зависящая от

размера пустот cj, сз - константы, зависящие от

ориентации трещин D - константа, зависящая от

формы пор е - межтрещинный интервал

(высота блока матрицы) h - эффективная толщина

нефтегазонасыщенного

пласта

Н - общая толщина нефтегазонасыщенного пласта К - проницаемость

А - площадь

b - раскрытость трещин

В - объемный коэффициент Dj. - коэффициент продуктивности пОу газу

Л - эффективная толщина нефтегазонасыщенного пласта

Н - общая толщина нефтегазонасыщенного пласта •аниз - поправочный коэффициент на анизотропию К - проницаемость п -< число блоков Р - давление Р1 - коэффициент продуктивности по нефти q - дебит RA - площадь (поверхность), пласта-коллектора г - радиус

ф - пустотность, пористость [А - вязкость

а - нагрузка за счет веса вышележащих пород