К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов - Подземная гидравлика (1132331), страница 5
Текст из файла (страница 5)
где ш, и ш, — скорости фильтрации фаз; р, и р, — динамические коэффициенты вязкости жидкостей; Ар, и Ар, — разности давлений в соответствующих фазах; й, и й, — фазовые проницаемости. Величины й; (1 = 1, 2) являются для 1-й жидкости проницаемостями в обычном смысле в условиях совместной фильтрации. Эти величины зависят от природы пористой среды (и, прежде всего, от ее абсолютной проницаемости й, определяемой по данным о фильтрации однородной жидкости), а также, от насыщенности пористой среды каждой фазой.
При описании двухфазных течений обычно вместо фазовых пропицаемостей й~ вводят так называемые !9 «относительные проницаемости> А; фаз, определяемые из отношений ит =- мни, йи = ихой. (1.!9) В большинстве опытов показано, что для данной структуры пористой среды относительные проницаемости й; являются в основном функциями насыщенности, а если и наблюдается влияние' иных параметров (например, отношения коэффициентов вязкости ро фаз), то им обычно пренебрегают. Тогда с учетом (1.19) закон Дарси (1.18) для каждой из фаз записыйт вается в виде 1 ш; =й- =-=1, 2. 2 (1. 20) В общем случае давления р, и ,22 в фазах не будут совпадать из-за действия поверхностного натяжения н связаны равенством ри — р = рю (1.21) 0 и„ а» т и где р„ — капиллярное давление, Типичный вид экспериментальрио, Пй.
Колино зависимости ных кривых фазовых проницаеотносительных ийоиииаемастей от мостей й (о) приведен на рис. 1.6 (кривая 1 относится к более смачивающей жидкости — воде, кривая 2 — к менее смачивающей— нефти; кривая 1' относится к случаю, когда первая фаза является газом и о — газонасыщенность). Отметим некоторые характерные особенности этих кривых. Для каждой фазы существует предельная насыщенность (о„и 1 — пт) такая, что при меньших значениях насыщенности эта фаза неподвижна. Движение первой фазы может происходить только в том случае, если о)а, (для водонефтяной системы п„называют насыщенностью связанной водой).
Для второй фазы связанная насыщенность равна 1 — а* и называется остаточной нефтенасыщенностью. Таким образом, совместное течение двух фаз имеет место лишь в следующем интервале изменения насыщенности жидкостью 1: и ~ о~от. Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения и меньше 1: й, (и) + й, (а) ( 1, О < о( 1.
Графики й, (и) представляют собой асимметричные кривые (см. рис. 1.6). Относительная проницаемость й, (а) смачивающей фазы при о =- о* имеет значение, меньшее 1, тогда как величина Аи (а) при о =- о„близка к единице. Это означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение несмачивающей 20 жидкости, тогда как присутствие остаточной несмачивающей фазы значительно «стесняет> движение смачивающей фазы. Заметим, что, как показывают опыты и анализ размерностей, относительные проницаемости лс (о) не зависят от размеров пор, но могут зависеть от их формы и распределения.
Поэтому кривые одинаковы для определенных групп, сходных по структуре пористых сред. Приведем здесь приближенные эмпирические формулы, которыми можно пользоваться при оценочных расчетах. 1. Для воды и нефти (о — водонасыщенность) ~ 0 при 0<о<0,2, Й,(о) =-1 ( 1(о — 0,2)/0,8] л при 0,2«о < 1; 1(0,85 — п)Л),85]'л (1+ 2,4о) при 0 < о <0,85, аз (о) .= 0 при 0,85 < о < 1.
а 6 1ППт» газа 1ПП 1 газа 1ПП»ф 1ПП «/» 1ПП ф» 1ППЗЬ пап ие рати Пабы и«феи Рис. 1.7, Диаграммы фазовых проннцаемостей для трехфазной смеси (вода — нефть — газ); а — для нефти; б — для таза 2. Для газа и воды (о — газонасыщенность) 0 при 0<о<01, Уст (о) =- ((сг — 0,1)т'0,9] л(4 — Зо) при 0,1 «о < 1; 1 [(0,8 — о)10,8]з'~ при 0 «о < 0,8, з (ст) ]о при 08<о<1. Введенные выше понятия можно обобщить на случай совместного движения трех несмешивающихся флюидов: нефти, газа н воды. Если обозначить эти жидкости соответственно индексами «н», «г» и «в>, то можно ввести относительные проницаемости 1зи, Ат и й, точно так же, как это было сделано для двух жидкостей. При этом фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей о, и о, (газонасыщенность о, =- =- 1 — о„— о,): й„=-А,(о„, оз), й,=зз,(о„, о,), й„=-й„(о„, о,) (!.22) и определяются с помощью треугольных диаграмм (рис.
1.7, а— 21 для нефти й„и рис. 1.7, б — для газа л„). Принцип построения этих диаграмм следующий. Параллельно каждой стороне треугольника проводятся прямые, вдоль которых насыщенность одной из фаз постоянна. Каждая насыщенность изменяется от нуля вдоль стороны треугольника до 100 % на противолежащей вершине. Каждая точка внутри треугольника, находящаяся на пересечении двух прямых, параллельных двум сторонам, соответствует определенным значениям он, о, и а„= 1 — од оц ° На треугольники наносятся линии одинаковых относительных проницаемостей фаз. На рис.
1.7, а проведены линии равных значений относительной проницаемости для нефти л„, на рис. 1.7, б — для газа и„. Характер зависимостей (1.22) определяется различной степенью смачивания твердых зерен породы фазами, причем оказываегся, что относительная проницаемость наиболее смачивающей фазы— воды практически зависит только от водонасыщениости о, и почти не зависит от нефте- и газонасыщенности а„и о,. 6 6. ПОНЯТИЕ О РЕЖИМАХ НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ Постановка и решение газогидродинамических задач разработки месторождений в значительной степени определяются природой движущих сил, обеспечивающих фильтрацию нефти или газа в пласте.
В связи с этим важное значение имеет знание режимов нефтегазоносных пластов. Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит как от многих естественных факторов, так и от системы разработки. К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте — давление, температура и т. д.
Системой разработки пласта определяются число и способ расположения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в иих, способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону и т. д.
Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки происходит как за счет использования потенциальной энергии пласта и насыщающих его жидкостей, так и за счет дополнительных внешних источников энергии. Потенциальная энергия пласта выражается в следующих формах: энергии напора краевых вод; потенциальной энергии упругой деформации жидкости и породы пласта; потенциальной энергии сжатия свободного и выделяющегося из жидкости при снижении давления газа; энергии, обусловленной силой тяжести пластовых жидкостей. 22 Дополнительные внешние источники энергии связаны с закачкой в пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления.
При разработке конкретного нефтяного или газового месторождения могут проявляться различные энергии пласта и насыщающих его жидкостей и в разных соотношениях. Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти или газа. В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают следующие режимы нефтегазоводоносных пластов: ! ) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды; 2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняется в скважины в основном под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой.
Иногда этот режим называют режимом газовой шапки; 3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим правильней было бы называть «режимом газированной жидкостиэ или «режимом окклюдированного газа» (ведь растворенный в нефти газ существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов); 4) упругий режим, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта (подробнее об этом режиме см. в гл. 6); 5) гравитационный режим, когда нефть нли вода добываются из пласта только за счет использования силы тяжести самой нефти или воды.
Следует отметить, что в промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так,месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут вследствие высоких отборов нефти перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду, — за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа.
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерными являются два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется во времени.
23 При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет использования как энергии давления сжатого газа, так и за счет напора поступающей в газовую залежь воды.
Более подробные сведения о режимах пластов можно получить в специальной литературе по разработке нефтяных и газовых месторождений. Глава 2 ОСНОВЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ $ Ь ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В настоящее время слово «модель» получило широкое распростра, пение. Употребляя слова «модельное описание», «моделирование», будем иметь в виду изучение физического процесса при помощи модели.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
