СПБГУАП группа 4736

Исходные данные: k – абсолютная проницаемость, мкм2 ; µн – динамическая вязкость нефти, мПа∙с; µв – динамическая вязкость воды, мПа∙с; Sв – коэффициент водонасыщенности, %;

Фазовые проницаемости составят: для нефти:

для воды:

Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси

Вопросы для закрепления

1.Что понимают под фазовой проницаемостью горных пород? Дайте определение фазовой проницаемости.

2.Чем объясняется различие абсолютной и фазовой проницаемостей? Почему суммарная относительная фазовая проницаемость обычно меньше 1?

3.Выведите аналитические зависимости относительной проницаемости для двухфазных жидкостных и газо-жидкостных потоков.

4.Какова особенность фильтрации многофазных систем в гидрофильных и гидрофобных коллекторах?

5.Запишите обобщенный закон Дарси для многофазной фильтрации.

6.Из каких основных узлов должна состоять установка по определению фазовых проницаемостей в лабораторных условиях?.

СПБГУАП группа 4736

7.На чем основано измерение текущей водонасыщенности при экспериментальном определении фазовой проницаемости?

Метод стационарной фильтрации

Чтобы определить относительные проницаемости для воды и нефти, образец испытуемой породы, насыщенности которого доведены до некоторых определенных значений, помещают в манжетный кернодержатель конструкции Хасслера, и у его входного торца помещают датчик давления. Если используется регулятор противодавления для поддержания повышенного порового давления, датчик давления устанавливается также и у выходного торца образца, что позволяет измерять разность давлений на входе и выходе. Для подачи воды и нефти с постоянными расходами используются насосы-дозаторы, закачивающие эти флюиды в небольшую смесительную камеру, из которой оба флюида подаются на вход в образец. Расход каждого из флюидов регулируется изменением производительности дозирующего насоса.

Воду и нефть нагнетают с заранее заданными расходами, и расходы на выходе из образца непрерывно измеряют, пока они не станут равны расходам на входе в образец. Считается, что с этого момента достигнуто установившееся состояние (постоянство насыщения по всему образцу). Далее регистрируют расходы флюидов и перепад давления, после чего образец вынимают и взвешивают. Насыщенности рассчитывают исходя из массы образца, объема пор и плотностей обоих флюидов. Относительные проницаемости при этом конкретном насыщении рассчитываются с помощью уравнения. Затем образец снова устанавливают в кернодержатель, устанавливают другое значение отношения вода-нефть, чтобы изменить характеристики насыщения образца, и вновь выполняют указанные выше операции. Эту процедуру повторяют до тех пор, пока не будет получено количество данных, достаточное для получения полной зависимости относительных проницаемостей от насыщенности породы одним из флюидов. Для системы вода-нефть

н = ∆н рнн =f(Sв)в = ∆в рвв = f(Sв)

Относительные проницаемости k´н и к´о вычисляются для конкретных значений насыщенностей исходя из допущения, что капиллярное давление между фазами пренебрежимо мало; т. е. pw = ро.

СПБГУАП группа 4736

Метод неустановившейся фильтрации

Существуют три способа расчета относительных проницаемостей по данным этого метода. Все они основаны на допущении, что порода однородна, а капиллярным давлением и силой тяжести можно пренебречь. 1. Альтернативный (упрощенный) способ. Он основан на зависимости относительных проницаемостей от средней насыщенности породы. Вычисления этим способом носят упрощенный характер, так как обработка экспериментальных данных по вытеснению флюидов из образца сводится только к применению закона Дарси и построению графика зависимости вычисленных относительных проницаемостей от средней насыщенности образца, а не от его остаточных насыщенностей. 2. Способ Джонсона- Босслера-Науманна (метод JBN) используется для расчета относительных проницаемостей в виде их зависимости от насыщенности породы одним из флюидов, который вытесняют другим (при постоянной скорости его нагнетания) до достижения ее остаточного значения. Эксперимент должен проводиться при высоких расходах вытесняющего флюида, чтобы избежать концевого капиллярного эффекта (аномально высокого насыщения смачивающим флюидом образца вблизи его торца). 3. Способ Тота и других является более общим, чем упрощенный способ и метод JBN, так как он позволяет обрабатывать результаты вытеснения как при постоянной скорости, так и при постоянном давлении вытесняющего флюида. Этот способ позволяет производить вычисление проницаемостей непосредственно по экспериментальным результатам вытеснения и, следовательно, обеспечивает более высокую точность вычислений, чем два других метода.

Аппаратура и методика

1.Создайте в образце водонасыщенность 100%, затем вытесните воду до достижения S.w (остаточной водонасыщенности) путем нагнетания нефти в образец, пока из него не перестанет выходить вода. Отцентрифутируйте собранную воду и нефть в градуированной пробирке (или пробирках) и измерьте количество воды, вытесненной нефтью. Рассчитайте остаточную водонасыщенность.

2.Выдержите образец в течение ночи, чтобы порода и флюиды пришли

ккапиллярному равновесию.

3.Для вытеснения с постоянной скоростью отрегулируйте насосдозатор, чтобы он нагнетал вытесняющую жидкость в образец с подходящим постоянным расходом. Для нагнетания при постоянном давлении отрегулируйте поршень, приводимый в движение газом, чтобы подавать вытесняющую жидкость при подходящем постоянном давлении.

4.В момент включения насоса подачи вытесняющей жидкости включите секундомер, чтобы начать отсчет времени вытеснения.

5.Если используются вода и сырая нефть, собирайте выходящую из образца жидкость в градуированную центрифужную пробирку и регистрируйте время, в течение которого отобрана каждая порция. Если

СПБГУАП группа 4736

используются газ и жидкость, направьте выходящий из образца газ на газовый счетчик, а жидкость собирайте в градуированный стакан или бюретку.

6.Остановите эксперимент по вытеснению, когда перестанет вытекать нефть или же когда будет нагнетен заданный объем воды (например, 3 поровых объема образца).

7.Если для вытеснения используется сырая нефть, отцентрифугируйте все порции жидкости, вышедшей из образца, чтобы разделить воду и нефть. Зарегистрируйте объемы вытесненной воды и нефти, а также время выхода каждой порции.

8.Рассчитайте накопленные объемы вышедших из образца воды и нефти. Постройте график зависимости накопленного объема вытесненной нефти от числа поровых объемов нагнетенной воды.

9.Для каждого периода времени определите объемные скорости (расходы) воды и нефти, относительные проницаемости и среднюю водонасыщенность, Sв(ср), используя следующую формулу:

нвср = вост + пор

Sвост - остаточная водонасыщенность Vн – объем вышедшей нефти и з образца Vпор – объем пор образца

L/F = 0,899; Vпор =4,012 см3; k = 0,312 Дарси

Qв (скорость нагнетания воды постоянная) = 0,0168 см3/с

Sвост = 0,261; кн(при Sвост) = 0,233Дарси Т = 22,8 °С; µн = 25,7 сПз; µв = 0,983 сПз.

УПРОЩЕННЫЙ СПОСОБ (LOOMS AND CROWELL, 1962)

(1)Время, когда была отобрана порция, секунды.

(2)Накопленный объем нагнетенной воды, W, см3.

(3)Накопленный объем вытесненной нефти, Vн, см3.

СПБГУАП группа 4736

(4)Объемная скорость движения нефти, Qн в конкретный момент,

полученная по значению углового коэффициента графика зависимости Vро от времени, см3/с.

(5)Средняя водонасыщенностъ,

(6)Разность давлений на входе и выход из образца (p1— р2, атмосферы).

(7)Относительная проницаемость по нефти, значения которой будут нанесены на график зависимости проницаемости от Sвсp

(8)Относительная проницаемость по воде, значения которой будут нанесены на график зависимости проницаемости от Sвсp