![]() |
|
Главная Переработка нефти и газа ординатах Х = In нн - 1 sho С увеличением проницаемости подвижность нефти увеличивается, что приводит к уменьшению остаточной нефтенасыщенности, поэтому параметр S является возрастающей функцией проницаемости. Аппроксимируя ее степенной зависимостью 5 = Xk, получим окончательно откуда где X, (7 - эмпирические коэффициенты (сг > 0), определяемые по данным исследований кернов. Отметим, что зависимость (5.26) спрямляется в ко- s-H/2 , X = Ink: Х = \nX + oX. (5.28) Используя (5.28), легко найти InX и с обычным методом наименьших квадратов. Как видим, использование априорной информации существенно упростило модель, позволив с помощью всего лишь двух эмпирических коэффициентов (вместо трех в (5.22)) учесть еще и зависимость коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности. Это позволяет компенсировать недостаток экспериментальной информации и получить обоснованные расчетные формулы по ограниченному объему лабораторных данных. В принципе, модель (5.26) можно уточнить, считая показатель степени p в (5.23) неизвестным и определяя его одновременно с X и ( . В любом случае опыт показывает, что значение р =1- является хорошим первым приближением. В заключение приведем пример еще одной априорной оценки: опытному специалисту сразу ясно, что возможные значения показателя степени в уравнении (5.26) ограничены неравенством 7< 1. (5.28) Это следует из того, что одни и те же изменения проницаемости проявляют себя неодинаково на различных участках шкалы проницаемостей. Поэтому проявления проницаемости часто нелинейны, вместо k мы воспринимаем результат нелинейного сжатия, которое можно описать операциями k Igk или k k7, где 0 < с < 1. Не зря в зависимостях, связывающих проницаемость с объемными характеристиками пласта, фигурирует lg k (см., например, (5.22)). Подчеркнем, что априорные оценки типа (5.28) имеют исключительно важное значение как средство контроля и повышения устойчивости расчетов при решении задач восстановления зависимостей по выборкам малого объема. В работах [13, 14] зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной предлагается аппроксимировать выражением и 2 sHH + sHH m пористость, (р, в - эмпириче- 1 + нн где V - средняя скорость фильтрации, m ские коэффициенты. По форме это соотношение также представляет собой Паде-аппрок-симанту. Поскольку скорость фильтрации пропорциональна проницаемости, то оно позволяет учесть и зависимость остаточной нефтенасыщенно-сти от проницаемости. Но структура этой аппроксиманты не во всем удовлетворяет сформулированным нами априорным представлениям. 0,70 0,65 0,60 0,55 ![]() 1200 k, мД Рис. 5.10. Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости при различных sHH. • - экспериментальные точки, 1 - sHH = 0,5 , 2 - sHH = 0,65, 3 - sHH = 0,85 5.3. Метод асимптотических координат Положим, что имеется некоторая величина F , зависящая от двух параметров p и q. Пусть в условиях эксперимента задавались определенные значения параметра q = q1, q2, q3,...,qn и определялась зависимость F от p при фиксированных q. В том случае, когда вид полученных кривых в плоскости (p,F )носит качественно сходный характер, часто удается подобрать специальные координаты, с помощью которых исследуемую сложную двумерную поверхность F = F(p, q) удается описать с помощью нескольких более простых плоских кривых (при этом семейство кривых в плоскости (р - F), соответствующих различным значениям q, сжимается в одну универсальную кривую). В качестве примера рассмотрим экспериментальные зависимости дебита жидкости Q от расхода газа V и диаметра подъемника d , полученные [15] на лабораторной установке, моделирующей работу газлифтной скважины (см. рис. 5.11). Перейдем к переменным x = V(-0(d()), (5.30) Vm(d)-V0(d) y = Q Qm (d У где V0(d ) - расход газа, при котором начинается подъем жидкости (Q - 0 при V - V0), Vm (d) - расход газа, соответствующий максимальному дебиту жидкости Qm(d ). Тогда все пять кривых на рис. 5.11 можно представить в виде одной универсальной зависимости y = f (x), показанной на рис. 5.12. Характер- Пример. Обработка данных исследования кернов одного из пластов Нефтеюганского региона по описанным выше алгоритмам привела к зависимости S = s«« (5 29) "° 1+k0,15 s;,!2 где проницаемость измеряется в миллидарси. В этом случае, действительно, 7 = 0,15 < 1. На рис. 5.10 приведены графики функций в = e(k), полученные с использованием (5.29), при shh = 0,5, shh = 0,65 и shh = 0,85 (кривые 1, 2 и 3 соответственно). Как видим, большой разброс значений коэффициента вытеснения при фиксированных значениях проницаемости, наблюдающийся при проведении лабораторных исследований, можно объяснить влиянием начальной нефтенасыщенности. 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 |
||
![]() |
![]() |