Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 251

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

расчетов может достигать

60—83 %

и

 

 

 

 

более. Поэтому для приближения к

 

 

 

 

реальным условиям расчетных данных

 

 

 

 

необходимо

использовать

кривые от­

 

 

 

 

носительных

проницаемостей,

 

соот­

 

 

 

 

ветствующие

условиям

фильтрации

 

 

 

 

многофазных систем

в

реальном кол­

 

 

 

 

лекторе.

Эти

кривые

могут быть по­

 

 

 

 

строены по промысловым данным или

 

 

 

 

экспериментально

при

использовании

 

 

 

 

представительных

пористых

 

сред

и

 

 

 

 

пластовых

жидкостей

и

соблюдении

Рис. 1.5. Значения нефтенасьпценности s(j}

требований

теории

подобия в процессе

на фронте вытеснения при различных со­

выбора условий проведения опытов.

 

отношениях вязкости нефти и воды ц0.

Экспериментальные методы

опре­

найденные по расчетным схемам

относи­

деления

 

относительных

 

проницае­

тельных проницаемостей различных иссле­

 

 

дователей:

 

 

мостей трудоемки

и требуют

исполь­

/ —по В. Роз; 2 —по Д. А. Эфросу; 3 —

зования

специальной аппаратуры. По­

по В. М. Березину; 4 —по А. К. Курба­

этому

иногда

применяют

расчетные

нову; 5 —по Б. Кодлу и Р. Слободе

методы

 

построения

кривых

относи­

 

 

более доступным, чем

тельных проницаемостей по экспериментальным данным,

относительные проницаемости.

Например, для этой

цели можно приме­

нять

порометрические характеристики пористых сред.

 

 

 

 

§ 7. РАСЧЕТНЫЙ

СПОСОБ

ПОСТРОЕНИЯ

 

 

 

 

КРИВЫХ

 

ОТНОСИТЕЛЬНЫХ

ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ

 

 

 

Метод предложен В. Р. Пурцелом и

Н. Т. Бурдайном [3]. Расчетные

уравнения имеют следующий вид:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

dsn

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

F

 

—TL

~рГ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(1.62)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г и

 

 

н

dsв

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рк

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

dsn

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

F

 

= Т 2

 

 

Pi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(1.63)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1п

 

и

 

dsn

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где FH и

Fn — относительные

проницаемости

породы для нефти и

воды; Тн

ПТн — коэффициенты извилистости соответственно для нефти и воды; sa — водоиасыщенность образца; рк — капиллярное давление — функция водонасьпцен-

ности

пористой

среды.

 

 

Коэффициенты извилистости можно определить по данным электроизмереннй

Гв

1

 

 

(1.64)

РIlSn

 

 

 

 

 

 

 

Здесь

Рп — snn

= [ (su) — параметр

насыщения; sn — удельное

электриче-

ское

сопротивление образца при

водонасыщенnocni su; snn —

удельное

19


электрическое сопротивление образца при 100 %-ной водонасыщенности. В работе [17] показано, что

Рн

1

(1.65)

 

где п — коэффициент, оцениваемый экспериментально.

 

Подставив значение Рн из (1.65) в (1.64), получим

 

7>2

2п—2

 

1 п

 

Целесообразно извилистость каналов представить в виде зависимости от остаточных водо- и нефтенасыщенности:

т 2

( Дв —Son

\ г,|~2

 

Sn -- Son

(1.66)

в "

V 1—Sob

)

 

1 Sqb — Sqh )

 

 

где Sob

и s0H — остаточные

водо-

и нефтейасьиценность.

 

При этом формулы (1.62) и

(1.63)

запишутся в виде

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

(1.67)

 

 

 

Г ^£в

 

 

/

Sb — Sob \^п

2 oJ *

 

(1.68)

\

1— Sob )

1

 

 

 

 

Г rfsB

 

 

 

 

 

0J

 

 

Для расчета относительных проницаемостей используют кривые капилляр­

ное давление — водонасьиценность. Значения

интегралов

в формулах (1.67)

и (1.68) определяют по площади под кривой

----sn^ ,

которая строится по

данным опыта по изучению зависимости ((рк — sB>). Остаточную водонасыщенность Sob находят с помощью кривой ((рк — s0)) как неуменьшаемую насыщен­ ность пористой среды смачивающей фазой.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности при этом необходимо оценивать по данным специальных опытов или задаваться по аналогии с известными про­ мысловыми данными и результатами лабораторных измерений.

Коэффициент п оценивают по данным измерений зависимостей Рн — / ($в) из (1.64). По результатам измерений В. Н. Черноглазова значение п составляет:

для кварцевых песчаников 1,96; для пород пласта БВ10 (Самотлорское месторождение) 1,57;

для пород пласта АВ2_5 1.72; Опыт показывает, что расчетный метод построения кривых относительных

проницаемостей можно использовать для образцов с хорошо отсортированными зернами повышенной проницаемости. На рис. 1.6 приведены для срав-

20



Нения расчетные и

фактические

 

 

 

 

(экспериментально

найденные)

 

 

 

 

кривые относительных

 

прони­

 

 

 

 

цаемостей

 

для

кварцевого

 

 

 

 

песчаника. По результатам

из­

 

 

 

 

мерений

В. М. Добрынина

и

 

 

 

 

В. Н. Черноглазова

для

поли-

 

 

 

 

миктовых

пород залежей

За­

 

 

 

 

падной Сибири

расчетные кри­

 

 

 

 

вые

отличаются

от

 

экспе­

 

 

 

 

риментальных

весьма

сущест­

 

 

 

 

венно.

 

 

 

Кривая

ка­

 

 

 

 

 

П р и м е р 1.

 

 

 

 

пиллярное

давление

рк — во­

 

 

 

 

дойасыщенность

sB для

квар­

 

 

 

 

цевого песчаника приведена

на

 

 

 

 

рис.

1.7. sBo =

0,09; sH0 =

0,2.

 

 

 

 

Абсолютная

 

проницаемость

 

 

 

 

0,84 мкм2,

пористость

22,4 %.

 

 

 

 

Построить

кривые

относитель­

Водонасыщенность 5В,%

 

ных

проницаемостей для

нефти

Рис. I.G. Сравнительная характеристика кривых

и воды.

 

 

 

На

рис.

1.8

относительных

проницаемостей

песчаника

для

 

Р е ш е н и е .

нефти и воды найденных по расчетным / и

экс­

приведена кривая,

построенная

периментальным данным 2 (проницаемость пес­

чаника 0,84 мкм2, пористость

22,4 %)

 

по

данным

измерения

 

капил­

 

 

 

 

лярного давления рк и водона-

 

в уравнениях

(1.67) ги (1.68)

сыщенности (см. рис.

1.7.) Значения интегралов

находим

методом

трапеций как площадь под кривой (1 /р^) — $в) в соответ­

ствующих пределах интегрирования. Расчетные данные сведены в табл. 1.5.

1 Опыт и расчет проницаемости проведены В. Н. Черноглазовым.

Водонасыщенность sB>%

рис. j.g. Зависимость 1/р2 от sB

Рис. 1.7. Зависимость sR образца песча-

ника от рк

 

21


ТАБЛИЦА 1.5

 

 

 

 

 

РАСЧЕТНЫЕ

ДАННЫЕ ПРИ п= 1,96

 

 

 

 

 

Г*в

 

 

 

 

 

 

5в sbo j

SB SBO

FH

FB

J

4

J 4

1_SBO

1_SHO“ SBO

 

 

 

 

SBO

 

SB

 

 

 

 

0,9

435 200

159 400

0,89

_

_

0,58

0,8

306 700

287 900

0,78

0,32

0,7

205 000

389 600

0,67

0,14

0,015

0,16

0,6

126 300

468 300

0,56

0,283

0,069

0,068

0,5_

69 100

525 500

0,448

0,42

0,17

0,025

0,4

32 200

562 400

0,338

0,516

0,32

0,0065

0,3

12

100

582 500

0,227

0,707

0,50

0,001

0,2

2 700

531 900

0,85

0,73

п p и м e ч а н н e. Расчетные кривые показаны рис. 1.6.

§ 8. ЗАВИСИМОСТЬ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ОТ ЭФФЕКТИВНОГО НАПРЯЖЕНИЯ В КОЛЛЕКТОРЕ, ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Физические свойства нефте-газосодержащих коллекторов (пористость, плотность, проницаемость) зависят от горного давления, пластового давления, температуры.

Процесс фильтрации связан сосжимаемостью коллекторов, изменением порового объема и проницаемости, происходящим при деформации пород во время изменения давления и температуры в пласте. Обстоятельные работы по данному вопросу выполнены В. М. Добрыниным, М. М. Кусаковым, И. Феттом, Д. Г. Де­ висом, Г Брайдтом и др.

При изучении деформации коллекторов под воздействием нагрузки вышеле­ жащих горных пород, давления жидкости в поровом объеме, теплового расши­ рения и т. д. обычно рассматривают сжимаемости скелета коллектора, минераль­ ных зерен, слагающих коллектор, порового объема.

Эти параметры учитываются соответствующими коэффициентами сжимае­ мости: |3'к — для скелета коллектора; — для твердой фазы зерен коллек­

тора; — для порового объема.

Проявления указанных деформаций ведут к изменению важных фильтра­ ционных параметров — пористости и проницаемости.

И з м е н е н и е п о р и с т о с т и . Рассмотрим случай, когда коллектор, помимо твердых зерен, составляющих скелет пласта, содержит также различные минеральные включения (например, глинистые материалы).

При действии среднего эффективного напряжения (0р 7 — яр), обуслов­

ленного горным и внутрипластовым давлениями газожидкостной среды, пори­ стость

= (Рскв — Рп) d{®p. Т ~ пР) + (• ~ ®р) РТвdP — (■ — шг) “ г, тв dT’ (1.69)

где пг — пористость; Т — температура; р — давление; рси, рп — соответственно коэффициенты сжимаемости скелета коллектора и порового объема с учетом наличия глинистых компонентов; 0* т — напряжение, обусловленное горным

давлением; п — коэффициент, учитывающий влияние площадок контакта между

22