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

пор матрицы коллектора на величину AFj,, а также увеличением объемов погребенной воды и нефтн соответственно на величины AFb и AFh. Поэтому объем добытой нефти, приведенный к начальным пластовым условиям ЛдЬо (где - начальный объемный коэффициент нефти), можно представить в следующем виде:

iVд6o = AFo„ + AFт + AF, + AFн. (352)

По методическим и другим соображениям коллектор нефти рас- сматривается состоящим пз трещин и матрицы, имеющей поры и каверны.

При измененпи давления на величину Ар коэффициент сжимаемости матрицы рм определится отношением

о А Vom

где Fo„ - объем матрицы коллектора, м.

В соответствии с выбранной моделью решения задачи объем матрицы коллектора равен объему коллектора нефти за вычетом объема трещин Fonx

FoM = (1 - опт) Fk,

где тат - коэффициент начальной полной трещиноватости коллектора; Fk - объем каверн.

Следовательно, величину AFo„ можно представить в виде

Ао„ = (1-то„)ТкРмАр. (353)

Уменьшение объема трещин определится из выражения

AF, = mon.FKp,Ap, (354)

где Рт - коэффициент сжимаемости трещин, способы определения которого изложены, в работе [106].

Увеличение объема погребенной воды в открытых пустотах матрицы будет равно

AFb = (1 - тпт) Утшд Ар, (355)

где - коэффициент открытой емкости пустот матрицы; р - средняя величина коэффициента сжимаемости погребенной воды в пределах рассматриваемого изменения давления; а - коэффициент водонасыщенности открытых пустот матрицы.

Увеличение объема нефти в открытых пустотах матрицы и в трещинах определится соответственно из выражения

AF„ = FkPh Ар [(1 - тпопт) (1 - а) тПомЧ- т„,], (356)

где рн - коэффициент сжимаемости нефти.

Подставляя все полученные значения в формулу (352), получим

Nbo = Fk Ар {(1 - опт) [Рв + пгомрн + та - р)] + т, (р, + р»)}.

(357)

Соответственно начальные запасы нефти в залежи можно представить в виде

Nbo = [(1 - Шопт) (1 - а) ТОомЧ- Тоопт]. (358)

Решив относительно N выражения (358) и (357), найдем

дг iVfl [(1 -тарпт) (1 -«) тарм-Ьтаопт] /осдч

Д/>{(1-»опт)[Рс+»омРн + пгома(Рв-Рн)] + »гопт(Рт+Рн)}

Для чисто трещиноватого коллектора, т. е. прп а = 1, формула (359) примет вид

Д/Шм-ЬомРв -»опт(Рм + »омРв-Рт -Рн)]

Коэффициенты сжимаемостир„, рн ир определяются общеизвестными способами в лабораторных условиях, а а и т„„ - по результатам анализа керна с использованием ГК; т можно определить по кривым восстановления давления [114].

При упруговодонапорном режиме вытеснение нефти из заложи происходит также за счет поступления воды в залежь из законтурной области вследствие проявления упругих сил. Количество нефти, добытой в результате закачки в пласт воды, определится выражением

где Ws - объем воды, закачанной в пласт; 11\ - объем воды, добытой из пласта; р, - пластовое давление в водоносной области коллектора.

Таким образом, количество нефти, вытесненной из пласта прп упруговодонапорном режиме Nb, будет обусловлено одновременным действием рассмотренных выше факторов [ИЗ].

Глава IX

НЕФТЕОТДАЧА КОЛЛЕКТОРОВ

ДВИЖЕНИЕ МЕНИСКА ДВУХ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ В КАПИЛЛЯРАХ И ПРОЦЕСШ ВЗАИМНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

Движение несмешивающихся жидкостей в пласте имеет сложный характер. Изучение явлений, связанных с проявлением капиллярных сил, происходящих непосредственно в пористой среде, представляет большие трудности. Поэтому для рассмотрения главных особенностей движения целесообразно представить пористую среду набором капилляров и начать анализ на примере единичного капилляра.

Выполненные И. В. Уошборном исследования по движению в капилляре мениска жидкости, образованного на границе с воздухом, и.меют ряд недостатков [100] и поэтому этот вопрос нуждается в более полном исследовании.

Движение двух несмешивающихся жидкостей в капилляре рассмотрим при ламинарном режиме, поскольку при этом режиме в основном движутся жидкости в нефтяных пластах. Примем, что жидкости несжимаемы, и потери напора на повороты струек по обе стороны мениска настолько малы, что ими можно пренебречь.

Как показали наши наблюдения, при интересующих нас скоростях отклонение от параллельно-струйного движения происходит только вблизи мениска на участке, равном по длине 3-5 мм. Имея в виду незначительность длины этого участка по сравнению с общей длиной капилляра, можно полагать, что потери напора, приходящиеся на долю указанных отклонений потока от параллельно-струйного движения, весьма малы и пх можно не учитывать.

Вытеснение несмачивающей жидкости из капилляра. На рис. 78 схематично показано промежуточное положение мениска MN при последовательном течении двух несмешивающихся жидкостей в капилляре, который может быть наклонен к горизонту под углом а. Жидкость 1 лучше смачивает стенки капилляра, и поэтому имеет вогнутый мениск. Вязкости жидкостей примем различными, и движение их будем рассматривать в направлении от А к В.

Давление в сечении MN обозначим через р. По мере продвижения в капилляре жидкости 1 изменяется расстояние мениска от точки Л, а в связи с этим и ввиду разных вязкостей жидкостей изменяется и скорость его продвижения. Эту скорость (у) можно представить в следующем виде:

v=. (361)