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

и определяет распределение насыщенности внутри стабилизированной зоны (он проводится численно и условно показан на рис. 3.17).

3.3.5. СХЕМА РАВНЫХ ФАЗОВЫХ СКОРОСТЕЙ

В противоположном случае - абсолютного отсутствия макрокапиллярных эффектов - меняется форма линий фазовых проницаемостей. Было экспериментально обнаружено, что в этом случае их кривизна уменьшается, и в пределе они становятся, по-видимому, прямыми (пунктир на рис. 3.14).

Более того, балансы масс (3.83) при этом совпадают с простыми уравнениями конвекции, если, конечно, фазовые плотности постоянны.

Насыщенность в играет роль объемной концентрации, а система (3.84) будет иметь вид;

dt дх

{ju дх

= О, = = р,

ju дх

(3.101)

Другим практически важным и простым вариантом может служить перенос микропузырьков П1за, движущихся со скоростью wj самой жидкости, когда их насыщенность в в движущемся объеме жидкости не изменяется.

Тогда для плотности смеси имеем

р = А + Вр, А = р\1-в), В = {р1> / ро)в, (3.102)

- / j2)

И использование этих выражений в балансах (3.83) приводит к нелинейному уравнению

д<р д dt dxj

k d .JuB dxj.

(p = A + Bp.

(3.103) 163

Последнее означает увеличение потенциала подземного потока по сравнению с обычным поровым давлением.

Подобные эффекты были замечены в нефтяных пластах (по данным измерений А.Е.Горбунова, представленным на рис. 3.18) в виде внезапного увеличения производительности скважин в момент достижения пластового давления, порогового для высвобождения растворенного в нефти газа.

Рис. 3.18. Индикаторная линия нефтяной скважины с переходом - при Pw = р -

к режиму высвобождения растворенного газа

Заметим, что в последующем эффект исчезает из-за роста газовых пузырьков (до размера пор), после чего становится справедливой концепция фазовых проницаемостей (и f" < 1).

3.4. Течения в трещиновато-пористых пластах

3.4.1. НАПРЯЖЕНИЯ В ПЛАСТАХ ДВОЙНОЙ ПОРИСТОСТИ

Трещиноватые горные массивы могут считаться обычными пористыми средами, но с высоким уровнем анизотропии системы трещин, создаваемой за счет эффекта дилатансии под воздействием сдвиговых напряжений на этапах тектонической активности. 164

Однако, если трещиноватость возникает в первоначально пористом пласте, среда приобретает как бы двойную пористость: т и т\ причем первая соответствует тектоническим трещинам, а вторая - начальным порам (рис.3.19).

Математическое моделирование таких сред основано на идее взаимопроникающих пор стых континуумов [7,47,97,237].

Рис. 3.19. Распределение наузки в трещиновато-пористом пласте

Полные (горные) напряжения Гу, создаваемые весом массивов и тектоничесю1ми процессами, уравновешиваются в пластах двойной пористости напряжениями Yiy и поровым

давлением р\ действующими в системе "блоки + трещины":

(3.104)

Можно ввести [97] также эффективные напряжения щ

Г, = П/*-/,. (3.105)

Роль полных напряжений для второй (пористой) системы выполняют истинные напряжения в блоках Щ :