Ò à á ë è ö à 2.26
Результаты измерений при разных значениях относительного вскрытия пласта h"“*
|
|
|
∆p |
2 |
Vã1 10–3, |
Ví1 10–6, |
Qã1 10–6 |
Qí1 10–6, |
Vã2 10–3, |
Ví2 10–6, |
Qã2 10–3, |
Qí2 10–6, |
Vã3 10–3, |
Ví3 10–6, |
Qã3 10–3, |
Qí3 10–6, |
|||
h |
|||||||||||||||||||
∆p |
ì |
3 |
ì |
3 |
ì3/ñ |
ì3/ñ |
ì3 |
ì3 |
ì3/ñ |
ì3/ñ |
ì3 |
ì3 |
ì3/ñ |
ì3/ñ |
|||||
|
"“* |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,002 |
0,0005 |
– |
0,93 |
– |
0,0125 |
– |
0,9 |
– |
0,015 |
– |
1,2 |
– |
0,020 |
|||
|
|
|
0,004 |
0,001 |
– |
2,1 |
– |
0,035 |
– |
1,8 |
– |
0,03 |
– |
2,55 |
– |
0,0425 |
|||
0,08 |
0,006 |
0,005 |
– |
2,7 |
– |
0,045 |
– |
3,0 |
– |
0,05 |
– |
2,4 |
– |
0,0400 |
|||||
|
|
|
0,008 |
0,002 |
0,45 |
3,6 |
0,0075 |
0,060 |
0,39 |
3,0 |
0,0065 |
0,05 |
0,51 |
3,9 |
0,0085 |
0,065 |
|||
|
|
|
0,01 |
0,0025 |
0,75 |
3,9 |
0,0125 |
0,065 |
0,72 |
3,3 |
0,012 |
0,055 |
0,75 |
4,5 |
0,0125 |
0,075 |
|||
|
|
|
0,012 |
0,0023 |
1,05 |
4,2 |
0,0175 |
0,070 |
0,93 |
4,8 |
0,0155 |
0,08 |
0,99 |
3,6 |
0,0165 |
0,060 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,002 |
0,005 |
– |
1,5 |
– |
0,025 |
– |
21 |
– |
0,035 |
– |
1,8 |
– |
0,03 |
|||
|
|
|
0,004 |
0,001 |
0,3 |
3,6 |
0,005 |
0,06 |
0,3 |
3,6 |
0,005 |
0,060 |
0,24 |
3,3 |
0,004 |
0,055 |
|||
0,20 |
0,006 |
0,0015 |
0,54 |
4,5 |
0,009 |
0,075 |
0,45 |
5,1 |
0,0075 |
0,085 |
0,51 |
4,2 |
0,0085 |
0,07 |
|||||
|
|
|
0,008 |
0,002 |
0,69 |
6,0 |
0,0115 |
0,100 |
0,75 |
6,6 |
0,0125 |
0,110 |
0,69 |
5,4 |
0,0115 |
0,09 |
|||
|
|
|
0,010 |
0,0025 |
1,05 |
6,3 |
0,0175 |
0,105 |
1,02 |
7,2 |
0,017 |
0,120 |
1,05 |
6,6 |
0,0175 |
0,11 |
|||
|
|
|
0,012 |
0,0029 |
1,65 |
6,9 |
0,0275 |
0,115 |
1,71 |
6,9 |
0,0285 |
0,115 |
1,65 |
7,2 |
0,0274 |
0,12 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,002 |
0,005 |
0,21 |
2,7 |
0,0035 |
0,045 |
0,18 |
3,0 |
0,003 |
0,05 |
0,24 |
3,0 |
0,004 |
0,05 |
|||
|
|
|
0,004 |
0,001 |
0,48 |
3,9 |
0,008 |
0,065 |
0,45 |
5,1 |
0,0075 |
0,085 |
0,51 |
5,4 |
0,0085 |
0,09 |
|||
0,32 |
0,006 |
0,0015 |
0,75 |
7,2 |
0,0125 |
0,12 |
0,66 |
6,0 |
0,011 |
0,115 |
0,72 |
7,5 |
0,012 |
0,125 |
|||||
|
|
|
0,008 |
0,002 |
1,05 |
8,4 |
0,0175 |
0,14 |
1,11 |
7,8 |
0,0185 |
0,13 |
1,044 |
9,0 |
0,0174 |
0,15 |
|||
|
|
|
0,010 |
0,0025 |
1,56 |
10,2 |
0,026 |
0,17 |
1,62 |
9,9 |
0,027 |
0,165 |
1,65 |
9,9 |
0,275 |
0,165 |
|||
|
|
|
0,012 |
0,0029 |
2,46 |
11,1 |
0,041 |
0,185 |
2,34 |
11,1 |
0,039 |
0,185 |
2,37 |
11,4 |
0,0395 |
0,19 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,002 |
0,005 |
0,36 |
3,9 |
0,006 |
0,065 |
0,18 |
3,6 |
0,003 |
0,06 |
0,24 |
3,6 |
0,004 |
0,06 |
|||
|
|
|
0,004 |
0,001 |
0,69 |
7,2 |
0,0115 |
0,12 |
0,72 |
7,5 |
0,012 |
0,125 |
0,78 |
6,9 |
0,013 |
0,115 |
|||
1,00 |
0,006 |
0,0015 |
1,14 |
9,0 |
0,0190 |
0,15 |
1,08 |
8,4 |
0,018 |
0,14 |
1,17 |
9,9 |
0,0195 |
0,165 |
|||||
|
|
|
0,008 |
0,002 |
1,65 |
11,7 |
0,0275 |
0,195 |
1,62 |
12,3 |
0,027 |
0,205 |
1,56 |
11,4 |
0,026 |
0,185 |
|||
|
|
|
0,010 |
0,0025 |
2,4 |
13,8 |
0,04 |
0,23 |
2,31 |
12,9 |
0,0385 |
0,215 |
2,34 |
14,4 |
0,039 |
0,24 |
|||
|
|
|
0,012 |
0,0029 |
3,48 |
15,24 |
0,058 |
0,254 |
3,54 |
14,7 |
0,059 |
0,245 |
3,6 |
15,6 |
0,06 |
0,26 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 2.31. Индикаторные кривые по нефти (à) è ãàçó (á)
кривых для нефти и газа и указывают на необходимость разработки методики интерпретации таких кривых. Для получения количественных зависимостей по результатам экспериментальных исследований требуется достаточно громоздкая установка, создание которой сопряжено большими техническими и технологи- ческими трудностями. В связи с этим проведение таких экспериментов не является обязательным, так как изучаемый процесс существенно зависит от коллекторских свойств пористой среды, что требует большого числа экспериментов для различных пластов. Кроме того, аналитические решения позволяют достаточно точно оценить характер изменения дебитов нефти и газа для любых пористых сред.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД ПРИ ПРОРЫВЕ ГАЗА К СКВАЖИНЕ ЧЕРЕЗ НЕФТЕНОСНЫЕ ПЛАСТЫ
Достоверность прогнозных показателей разработки газонефтяных месторождений существенно зависит от характера изменения дебитов нефти и газа во времени. В однородных, гидродинамически связанных нефтегазоносных пластах на характер изменения дебитов нефти и газа во времени влияют свойства пористой среды, газа и нефти, изменение формы границы раздела фаз, интенсивность изменения нефте- и газонасыщенности зоны, через которую произошел прорыв газа к скважине. Теоретические исследования изменения формы границ раздела фаз и интенсивности нефте- и газонасыщенности зоны, через которую газ прорывался к скважине, не могут дать надежных результатов без их предварительной проверки с помощью экспериментов.
При моделировании процесса вытеснения нефти газом, который происходит при прорыве газа через перфорированный нефтенасыщенный интервал в скважинах, вскрывших газонефтяные пласты, необходимо учесть влияние законов фильтрации жидкой и газовой фаз в пористой среде, коллекторские свой-
192
ства пласта, поверхностные явления на границах раздела фаз, свойства газа и нефти и т.д. Для заданного значения нефтенасыщенности учет различия законов фильтрации фаз не представляет особой трудности. Однако для исследуемого процесса, т.е. процесса прорыва газа к скважине через нефтенасыщенный интервал, насыщенность пористой среды нефтью и газом является переменной (по радиусу и во времени) величиной. Степень изменения насыщенности пласта нефтью зависит от продолжительности процесса фильтрации газовой фазы через нефтенасыщенный интервал, от проницаемости пласта, капиллярных и гравитационных сил, свойств газа и нефти, скорости фильтрации, депрессии на пласт, поверхностных явлений между твердой, жидкой и газовой фазами.
Создание модели газонефтяного пласта, вскрытого скважиной, в его центре, которая обеспечивала хотя бы плоскорадиальный приток нефти и газа после прорыва последнего через нефтенасыщенный интервал и позволяла определить нефтенасыщенность в зоне прорыва газа по радиусу и во времени, встречает огромные технические и технологические трудности. Целесообразнее использовать линейные модели, позволяющие установить связь между нефтенасыщенностью, свойствами пористой среды, газа и жидкости во времени при различных депрессиях на пласт.
При этом должны быть учтены наличие остаточной воды в пористой среде, влияние гравитационных и капиллярных сил. Лабораторные опыты с образцами пористых сред, имеющих разную проницаемость, показывают, что насыщение пор жидкостью за счет капиллярных сил существенно влияет на остаточную нефте- и водонасыщенность. В пределах депрессий, создаваемых на практике, вытеснения газом жидкости, удерживаемой капиллярной силой, не происходит. На основании этого после промежутка времени, продолжительность которого зависит от проницаемости пористой среды и свойств жидкости, относительную проницаемость по жидкости приравнивают к нулю, а по газу – к единице.
Создана экспериментальная установка, на которой исследовали интенсивность изменения нефтенасыщенности образцов породы, составленных из кварцевого песка, маршаллита и бентонитовой глины (рис. 2.32). Модель пласта изготовлена из оргстекла в виде цилиндрической трубки длиной 0,3 м и диаметром 0,03 м, рассчитанной на рабочее давление 0,6 МПа и температуру 293 К. Всего исследовано шесть моделей, различающихся соотношением фракций отсортированного кварцевого песка, маршаллита и бентонитовой глины.
Модель I была набита только чистым кварцевым песком, II – этим же песком с маршаллитом в соотношении 5:1, модель III – также песком и маршаллитом в соотношении 2:1; модель IV – состояла из 98,5 % песка и 1,5 % (по объему) бентонитовой глины. Модель V была набита песком и маршаллитом в соотношении 1:1, VI – этими же компонентами, но в соотношениях 2:3. В качестве газовой фазы использовали сжатый воздух.
В схему установки входили также источник газа, расходомер газа, образцовые манометры на 0,1, 0,16, 0,4, 0,6 МПа.
Эксперименты проводили в такой последовательности. Сначала с помощью вибратора модель набивали образцами породы. Затем определяли коэффициент абсолютной проницаемости сухого образца, для чего на выходе из модели (при постоянном контурном давлении на входе) создавали давления, которые в 8– 10 раз превышали забойные значения. По полученным данным строили индикаторные линии. Обрабатывая индикаторные линии в координатах ∆ð2/Q – Q, определяли коэффициенты фильтрационного сопротивления à è b и по известному значению à рассчитывали коэффициент проницаемости сухой модели.
193
Рис. 2.32. Схемы экспериментальной установки (à) и модели пласта (á) для изучения интенсивности изменения нефтенасыщенности пористой среды при прорыве газа:
1 – вентиль; 2 – образцовый манометр; 3–5 – модели пластов; 6 – коллектор; 7 – счетчик газа; 8 – пористая среда; 9 – корпус модели; 10 – фильтр; 11 – прокладка; 12 – крышка модели
Далее модели насыщались водой для создания пористой среды с остаточ- ной водой. Полностью водонасыщенные модели взвешивали, после чего их подключали к схеме для продувки газом. С момента включения подачи газа проводили отсчет времени и измеряли расход газа. Периодически, в зависимости от интенсивности изменения расхода газа, модели с остаточной водой взвешивали.
В начале опытов, когда модели были полностью заполнены водой или нефтью, при подключении газа давление на выходе из модели было практиче- ски равно барометрическому и из модели фильтровалась только жидкость. С момента начала выхода газа из модели давление на выходе повышалось. В процессе дальнейшей продувки моделей газом его расход постепенно увеличивался, а дебит жидкости снижался. В стадии интенсивного изменения давления на выходе, дебитов жидкости и газа, которое наблюдалось при высокой водо- и нефтенасыщенности, исключалась возможность снятия индикаторных кривых и определения коэффициентов фильтрационного сопротивления à è b, так как на этой стадии от режима к режиму значительно изменялись параметры пористой среды в процессе снятия индикаторных кривых.
Только при уровне насыщенности моделей водой или нефтью ниже 50 % общего объема пор удавалось снять качественные индикаторные кривые. При водоили нефтенасыщенности, превышающей 50 % объема пор, интенсивность изменения насыщенности во времени от создаваемых депрессий на пласт была настолько заметна, что полученные кривые сильно искажались и имели выпуклость к оси ∆ð2, поэтому индикаторные кривые, указанные в табл. 2.27, сняты после сравнительной стабилизации кривой изменения насыщенности во времени.
194
Ò à á ë è ö à 2.27
Результаты измерений и расчетов, полученные с помощью моделей I–VI
|
|
|
|
|
|
Нарастаю- |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
2 |
|
|
–4 |
|
|
2 |
Индикатор- |
pâõ, ÌÏà |
|
pâûõ, ÌÏà |
|
∆p, ÌÏà |
|
|
Gí.ò, êã |
|
Sí.ò |
|
|
kã, ìêì |
kí, ìêì |
à |
|
|
kã.ò, ìêì |
ная кривая |
|||||
|
|
|
щее время, с |
|
|
|
|
|
|
|
b 10 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
íà ðèñ. 2.33 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0,120 |
|
0,1002 |
|
0,0198 |
|
1500 |
|
1,9760 |
|
0,682 |
|
|
0,098 |
|
0,337 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
0,1005 |
|
0,0195 |
|
2400 |
|
1,9670 |
|
0,561 |
|
|
0,227 |
|
0,187 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,200 |
|
0,1500 |
|
0,0500 |
|
4500 |
|
1,9588 |
|
0,450 |
|
|
0,391 |
|
0,097 |
|
0,067 |
|
3,93 |
|
2,317 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
8400 |
|
1,9492 |
|
0,320 |
|
|
0,616 |
|
0,035 |
|
0,038 |
|
3,00 |
|
4,086 |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
10500 |
|
1,9472 |
|
0,293 |
|
|
0,666 |
|
0,027 |
|
0,032 |
|
3,41 |
|
4,852 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
19800 |
|
1,9437 |
|
0,246 |
|
|
0,745 |
|
0,016 |
|
0,028 |
|
2,84 |
|
5,545 |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
27300 |
|
1,9422 |
|
0,225 |
|
|
0,786 |
|
0,012 |
|
0,026 |
|
1,39 |
|
5,971 |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
34800 |
|
1,9413 |
|
0,214 |
|
|
0,797 |
|
0,010 |
|
0,024 |
|
1,40 |
|
6,469 |
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель II |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0,120 |
|
0,0002 |
|
0,1198 |
|
1800 |
|
1,9750 |
|
0,753 |
|
|
0,049 |
|
0,453 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
2700 |
|
1,9750 |
|
0,696 |
|
|
0,087 |
|
0,358 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
4800 |
|
1,9612 |
|
0,580 |
|
|
0,203 |
|
0,207 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,200 |
|
0,1500 |
|
0,050 |
|
6600 |
|
1,9552 |
|
0,504 |
|
|
0,306 |
|
0,136 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
10500 |
|
1,432 |
|
0,354 |
|
|
0,556 |
|
0,047 |
|
0,043 |
|
3,43 |
|
3,569 |
|
I |
|
|
|
|
|
|
14400 |
|
1,9386 |
|
0,296 |
|
|
0,659 |
|
0,027 |
|
0,036 |
|
3,23 |
|
4,313 |
|
II |
|
|
|
|
|
|
18300 |
|
1,9351 |
|
0,252 |
|
|
0,735 |
|
0,017 |
|
0,034 |
|
2,11 |
|
4,566 |
|
III |
|
|
|
|
|
|
25800 |
|
1,9337 |
|
0,235 |
|
|
0,763 |
|
0,014 |
|
0,029 |
|
2,17 |
|
5,353 |
|
IV |
|
|
|
|
|
|
33300 |
|
1,9325 |
|
0,220 |
|
|
0,788 |
|
0,011 |
|
0,028 |
|
1,86 |
|
5,545 |
|
V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
0,120 |
|
0 |
|
0,120 |
|
300 |
|
1,9618 |
|
0,980 |
|
|
0,000 |
|
0,943 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,0002 |
|
0,1198 |
|
2100 |
|
1,9569 |
|
0,902 |
|
|
0,004 |
|
0,735 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
3900 |
|
1,9517 |
|
0,819 |
|
|
0,020 |
|
0,549 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,200 |
|
0,150 |
|
0,050 |
|
5700 |
|
0,9464 |
|
0,734 |
|
|
0,060 |
|
0,396 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
7500 |
|
1,9431 |
|
0,681 |
|
|
0,099 |
|
0,317 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
12900 |
|
1,9377 |
|
0,595 |
|
|
0,186 |
|
0,211 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
16800 |
|
1,9350 |
|
0,552 |
|
|
0,239 |
|
0,168 |
|
0,111 |
|
2,770 |
|
1,399 |
|
I |
|
|
|
|
|
|
24000 |
|
1,9330 |
|
0,520 |
|
|
0,284 |
|
0,141 |
|
0,108 |
|
1,460 |
|
1,438 |
|
II |
|
|
|
|
|
|
35400 |
|
1,9293 |
|
0,461 |
|
|
0,374 |
|
0,098 |
|
0,094 |
|
0,593 |
|
1,652 |
|
III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
0,120 |
|
0 |
|
0,120 |
|
600 |
|
1,9685 |
|
0,957 |
|
|
0,001 |
|
0,877 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
2400 |
|
1,9618 |
|
0,867 |
|
|
0,009 |
|
0,653 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
0,0002 |
|
0,1198 |
|
4200 |
|
1,9597 |
|
0,839 |
|
|
0,016 |
|
0,591 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
195
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. |
2.27 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∆p, ÌÏà |
|
|
Нарастаю- |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
–4 |
|
2 |
Индикатор- |
|
pâõ, ÌÏà |
|
|
pâûõ, ÌÏà |
|
|
|
Gí.ò, êã |
|
|
Sí.ò |
|
|
kã, ìêì |
|
|
kí, ìêì |
|
à |
|
kã.ò, ìêì |
ная кривая |
||||||||
|
|
|
|
щее время, с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
b 10 |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
íà ðèñ. 2.33 |
0,200 |
|
0,150 |
|
0,050 |
|
6000 |
1,9557 |
|
|
0,786 |
|
|
0,033 |
|
|
|
0,485 |
|
|
– |
|
– |
– |
|
– |
||||
|
|
|
|
|
|
|
7800 |
1,9519 |
|
|
0,735 |
|
|
0,060 |
|
|
|
0,397 |
|
|
– |
|
– |
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
9600 |
1,9496 |
|
|
0,704 |
|
|
0,080 |
|
|
|
0,349 |
|
|
– |
|
– |
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
13200 |
1,9469 |
|
|
0,668 |
|
|
0,111 |
|
|
|
0,298 |
|
|
– |
|
– |
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
16800 |
1,9450 |
|
|
0,643 |
|
|
0,133 |
|
|
|
0,265 |
|
|
0,220 |
|
13,000 |
|
0,706 |
|
I |
||
|
|
|
|
|
|
|
20700 |
1,9430 |
|
|
0,616 |
|
|
0,161 |
|
|
|
0,234 |
|
|
0,207 |
|
5,540 |
|
0,750 |
|
II |
||
|
|
|
|
|
|
|
28200 |
1,9410 |
|
|
0,589 |
|
|
0,193 |
|
|
|
0,204 |
|
|
0,177 |
|
4,448 |
|
0,877 |
|
III |
||
|
|
|
|
|
|
|
39300 |
1,9385 |
|
|
0,555 |
|
|
0,235 |
|
|
|
0,171 |
|
|
0,146 |
|
2,930 |
|
1,063 |
|
IV |
||
|
|
|
|
|
|
|
54000 |
1,9366 |
|
|
0,530 |
|
|
0,269 |
|
|
|
0,149 |
|
|
0,117 |
|
1,734 |
|
1,327 |
|
V |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0,260 |
|
0,150 |
|
0,050 |
|
600 |
|
1,9768 |
|
|
0,940 |
|
|
0,0009 |
|
|
|
0,83060 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
1200 |
|
1,9748 |
|
|
0,920 |
|
|
0,0019 |
|
|
|
0,77870 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
2400 |
|
1,9615 |
|
|
0,866 |
|
|
0,0087 |
|
|
|
0,64946 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
4200 |
|
1,9674 |
|
|
0,789 |
|
|
0,0280 |
|
|
|
0,50817 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
7200 |
|
1,9627 |
|
|
0,721 |
|
|
0,0687 |
|
|
|
0,37480 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
1200 |
|
1,9590 |
|
|
0,661 |
|
|
0,11624 |
|
|
0,28880 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
19200 |
|
1,9557 |
|
|
0,607 |
|
|
0,17119 |
|
|
0,22365 |
|
0,560 |
|
0,170 |
|
0,278 |
|
I |
|||
|
|
|
|
|
|
|
24000 |
|
1,9532 |
|
|
0,566 |
|
|
0,22057 |
|
|
0,18132 |
|
0,482 |
|
0,737 |
|
0,323 |
|
II |
|||
|
|
|
|
|
|
|
33000 |
|
1,9506 |
|
|
0,523 |
|
|
0,27884 |
|
|
0,14305 |
|
0,327 |
|
0,708 |
|
0,476 |
|
III |
|||
|
|
|
|
|
|
|
39000 |
|
1,9493 |
|
|
0,502 |
|
|
0,30955 |
|
|
0,12650 |
|
0,321 |
|
0,600 |
|
0,484 |
|
IV |
|||
|
|
|
|
|
|
|
45000 |
|
1,9482 |
|
|
0,484 |
|
|
0,33694 |
|
|
0,11338 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
62000 |
|
1,9470 |
|
|
0,464 |
|
|
0,36841 |
|
|
0,09990 |
|
0,264 |
|
0,300 |
|
0,589 |
|
V |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Модель VI |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
0,200 |
|
0,100 |
|
0,100 |
|
300 |
|
2,0230 |
|
|
0,964 |
|
|
0,0002 |
|
|
|
0,89584 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
0,150 |
|
0,050 |
|
900 |
|
2,0202 |
|
|
0,918 |
|
|
0,00211 |
|
|
0,77362 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
||||
|
|
|
|
|
|
|
2400 |
|
2,0175 |
|
|
0,873 |
|
|
0,00744 |
|
|
0,66534 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
4200 |
|
2,0150 |
|
|
0,832 |
|
|
0,01658 |
|
|
0,57593 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
7200 |
|
2,0125 |
|
|
0,790 |
|
|
0,03120 |
|
|
0,49303 |
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||
|
|
|
|
|
|
|
10500 |
|
2,0105 |
|
|
0,757 |
|
|
0,04698 |
|
|
0,43380 |
|
0,698 |
|
0,540 |
|
0,223 |
|
I |
|||
|
|
|
|
|
|
|
18000 |
|
2,0080 |
|
|
0,716 |
|
|
0,07219 |
|
|
0,36706 |
|
0,517 |
|
0,400 |
|
0,301 |
|
II |
|||
|
|
|
|
|
|
|
30000 |
|
2,0047 |
|
|
0,662 |
|
|
0,11531 |
|
|
0,29012 |
|
0,406 |
|
0,204 |
|
0,383 |
|
III |
|||
|
|
|
|
|
|
|
42000 |
|
2,0030 |
|
|
0,634 |
|
|
0,14229 |
|
|
0,25484 |
|
0,402 |
|
0,160 |
|
0,387 |
|
IV |
|||
|
|
|
|
|
|
|
56400 |
|
2,0015 |
|
|
0,609 |
|
|
0,16900 |
|
|
0,22587 |
|
0,362 |
|
0,0845 |
|
0,430 |
|
V |
|||
П р и м е ч а н и е. Для моделей V è VI соответственно kñ = 1,148 è 0,759 ìêì2.
196
Насыщенность моделей водой и нефтью (рис. 2.33) определяли путем отнесения оставшегося в модели количества нефти или воды ко всему объему пор, т.е. считали, что насыщенность пор жидкостью одинакова по сечению и длине модели. Начальную водо- и нефтенасыщенность принимали равной единице, так как жидкость занимала все поровое пространство сухой модели. Подаваемый на входе в модель газ вытеснял жидкость и через сравнительно небольшой отрезок времени газ прорывался к выходу, хотя к моменту выхода газа модели имели достаточно высокую насыщенность жидкостью. Время начала выхода газа составляло от десятков секунд до нескольких минут в зависимости от проницаемости модели и перепада давлений. После выхода газа происходили постепенное увеличение количества газа и снижение выхода жидкости.
Средняя насыщенность моделей водой
Sâ = (Gâ.ò – Gñóõ)/(Gâ.í – Gñóõ), |
(2.228) |
ãäå Gâ.ò, Gâ.í – текущая и начальная массы водонасыщенной модели, кг; |
Gñóõ – |
масса сухой модели, кг. |
|
Насыщенность моделей нефтью |
|
Sí = (Gí.ò – Gñâ)/(Gí.í – Gñâ), |
(2.229) |
ãäå Gí.ò, Gí.í – текущая и начальная массы нефтенасыщенной модели, кг; Gñâ – масса модели со связанной водой, кг.
При изучении характера изменения нефтенасыщенности моделей I è II, состоящих из чистого отсортированного кварцевого песка и такого же песка с маршаллитом в соотношениях 5:1, выяснилось, что количество остаточных вод весьма низкое – около 2 % общего объема пор. Это объясняется малой адсорбционной способностью кварцевого песка и частично – испарением остаточной воды с поверхности песчинок при длительной продувке сухим воздухом. При определении насыщенности этих моделей связанной водой использованы сле-
дующие данные: Gñóõ = 1,9150 êã, Gâ.í = 1,9947 êã, Gñ.â = 1,9166 кг. Насыщенность связанной водой модели III определялась такими ис-
ходными данными: Gñóõ = 1,9005 êã, Gâ.í = 1,9705 êã, Gñ.â = 1,9090 êã. Íà |
ìî- |
||||
äåëè IV опыты показали следующие результаты: Gñóõ = 1,8970 êã, |
Gâ.í |
= |
|||
= 1,9735 êã, Gñ.â = 1,9245 кг; на модели V: Gñóõ = 1,9187 êã, Gâ.í = 1,9929 êã, |
|||||
Gñ.â=1,9318 êã; íà |
модели |
VI: Gñóõ = |
1,9646 êã, Gâ.í = 2,0270 êã, |
Gñâ |
= |
= 1,9885 êã. |
|
|
|
|
|
Вычисленные |
значения |
остаточной |
водонасыщенности моделей: SñâI |
= |
|
= SñâII = 0,02; SñâIII = 0,1214; SñâIV = 0,359; SñâV = 0,1765; SñâVI = 0,3830.
При определении текущей нефтенасыщенности первых двух моделей ввиду низкой остаточной водонасыщенности использовали формулу (2.229). Результаты измерений и расчетов текущих значений нефтенасыщенности Sí.ò приведены в табл. 2.28.
Нефтенасыщенность моделей III–VI определяли по формуле
Sí.ò = [Gí.ò – Gñóõ]/[Gí.í – Gñóõ] |
(2.230) |
и по формуле (2.229). Результаты этих измерений и расчетов также даны в табл. 2.27. Нефтенасыщенности, вычисленные по формуле (2.230), включают
197
Рис. 2.33. Кривые изменения нефтенасыщенности пласта во времени при прорыве газа
и остаточную водонасыщенность. Такой способ определения необходим при построении кривых фазовых проницаемостей для жидкой (нефть и остаточная вода) и газовой фаз.
Определенные таким образом средние начальные и текущие водо- и нефтенасыщенности моделей, имеющих сравнительно однородную структуру, не противоречат физической сущности опытов при моделировании, так как по длине моделей градиент давления имеет практически постоянное значение. Как правило, в начальной стадии вытеснения нефти газом перепады давления имели максимальные значения.
После прорыва газа и выноса 25–50 % жидкости из пористой среды темпы изменения давления на выходе, а также дебитов нефти и газа снижались. Это позволяло снять индикаторные кривые и определить коэффициенты фильтрационного сопротивления à è b.
На рис. 2.33 отмечены значения Sí.ò, при которых снимались индикаторные кривые. Видно, что чем выше проницаемость образца и лучше отсортирован состав, из которого составлена пористая среда, тем быстрее вытесняется нефть из модели. Существенную роль играют и поверхностные явления. Опыты с использованием смеси маршаллита с песком в соотношениях 1:2 и 3:2 (модели III, VI), а также смеси 1,5 % бентонитовой глины с 98,5 % песка (модель IV) показали, что высокая абсорбционная способность смеси глины с песком по сравнению со смесью маршаллита с песком приводит на модели IV ê Sñâ = 0,359 è Sí.ò = 0,256 через 900 мин продувки образца газом. По остаточной водонасыщенности только модель VI превышает аналогичный параметр модели IV. Результаты опытов на модели VI показывают, что для полного вытеснения нефти из нее потребуется достаточно длительное время, так как после 940 мин продувки этой модели суммарная остаточная насыщенность нефтью и водой составляла 0,609. На модели V суммарная остаточная насыщенность нефтью и водой Sí.ò составляла 0,464 через 1050 мин продувки. Уменьшение размеров частиц в составе смеси, состоящей из песка и маршаллита, путем изменения их соотношений при приготовлении образца приводит к увеличению остаточной водо- и нефтенасыщенности. Интенсивность изменения насыщенности нефтью
198
каждой модели, кроме их фильтрационных свойств и происходящих в них по- верхностно-молекулярных явлений, тесно связана с депрессией на образец пористой среды. При проведении опытов стремились к поддержанию одинаковых депрессий на образцы, хотя бы после прорыва газа к выходу. Увеличение депрессии на пласт приводит к ускорению вытеснения нефти и воды из пористой среды.
Существующая закономерность между изменением нефтеводонасыщенности, депрессией на пласт и продолжительностью продувки позволяет сделать вывод о том, что на практике характер изменения дебитов нефти и газа во времени определяется не только фильтрационными свойствами пористой среды и свойствами нефти и газа, но и депрессией на пласт, причем на количественное изменение водо- и нефтенасыщенности влияет форма границы раздела фаз, зависящая в свою очередь также от депрессии.
Полученный характер изменения Sí.ò во времени для разных пористых сред можно выразить формулой
Sí(t) = 1 – α ln t, |
(2.231) |
где α – коэффициент пропорциональности между Sí(t) и временем t (1 ≤ t ≤
≤ ∞).
Коэффициент α определяют исходя из известного конечного значения Sí при конечном t.
При условии, что остаточная насыщенность жидкостью всех моделей должна быть Sîñò = 0,2, коэффициент α в формуле (2.231) для изучаемых моделей пористой среды имеет следующие значения: αI = αII = 0,1176; αIII = 0,1088;
αIV = 0,0970; αV = 0,0779 è αVI = 0,0573.
Для полученных закономерностей изменения Sí во времени продолжительность вытеснения газом нефти из моделей I–VI до остаточной насыщенно-
ñòè Sîñò = 0,2: tI = tII = 900 ìèí; tIII = 1560,78 ìèí; tIV = 3817,17; tV = = 28 842,34 ìèí; tVI = 1 143 266 мин. Полное прекращение поступления нефти
произойдет через 0,6 сут для первых двух моделей; через 1,08 сут для модели III; через 2,65, 20, 793,9 сут соответственно для моделей IV, V, VI.
Эти результаты справедливы на всех участках по длине и сечению изучаемых моделей. В реальных условиях депрессия на пласт существенно изменяется от стенки скважины к контуру питания и поэтому нефтенасыщенность зоны прорыва газа в нефтеносном пласте будет переменной величиной, возрастающей при увеличении радиуса. Следовательно, при решении задач по прогнозированию дебитов нефти и газа скважин, вскрывших газонефтяные пласты, в исходную формулу необходимо внести нефтенасыщенность, изменяющуюся во времени и по радиусу.
Установление закономерности изменения нефтенасыщенности в зоне прорыва газа во времени и по радиусу позволяет определить изменение коэфициентов относительной проницаемости по газу и жидкости. По известным значе- ния водо- и нефтенасыщенности образцов моделей, полученным экспериментальным путем, рассчитаны относительные фазовые проницаемости по газу kã и нефти kí:
k |
= 1 |
−6S2 |
+ 8S3 |
− 3S4 |
; |
|
(2.232) |
ã |
|
….2 |
….2 |
….2 |
|
|
|
kí = [Sí.ò/(1 – Sñâ)]3, èëè kí = S….3 |
2 , |
(2.233) |
|||||
ãäå Sí.ò – текущая нефтенасыщенность образца, (см. табл. 2.26).
199
p,“. 2.34. j!,"/å ,ƒìå…å…, *%.--,ö,å…2%" C!%…,ö=åì%“- 2, C% ã=ƒ3 (1) , …å- 2, (2) ì%äåëåL I$VI
Применение двух формул для определения фазовой проницаемости по нефти вызвано тем, что при значительной остаточной водонасыщенности образца использование формулы с учетом Sñâ дает завышенное значение kí до тех пор, пока не будет удовлетворяться условие Sí.ò < (1 – Sñâ). Определение kí без учета Sñâ, физически означает, что под kí понимается относительная проницаемость модели по жидкости в целом, а не по нефти. При незначительном Sñâ, как при опытах на моделях I è II, фазовую проницаемость по нефти определяли с учетом наличия в образце связанной воды. В остальных случаях фазовую про-
Рис. 2.35. Зависимости коэффициента проницаемости моделей I–VI от продолжительности продувки нефтенасыщенных образцов породы газом, полученные
при обработке индикаторных кривых
200