Задачник по физике нефтяного и газового пласта (стр. 5 )

На рис. 1.8 иллюстрируются области распространения одно, двух - и трехфазного потоков в песке в зависимости от характеристик его насыщенности. На рисунке нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. На кривой 1 соединены точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%, кривой 2 – точки с содержанием в потоке 5% нефти и кривой 3 – точки с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника соответствуют 100% - ному насыщению породы одной из фаз. Стороны треугольника, противолежащие вершинам соответствуют нулевому насыщению этой фазы.

Задача 15. Укажите тип фильтрации в образце коллектора, если коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,6, коэффициент водонасыщенности 0,1, а газонасыщенности 0,3.

Решение. В образце с такими характеристиками насыщения будет наблюдаться двухфазный нефтегазовый поток, при чем содержание нефти в потоке близко к 5% (рис. 1.8).

Зависимости относительной проницаемости породы характера ее насыщенности являются необходимым элементом геолого-гидродинамического моделирования залежей нефти и газа.

Коллекторы наиболее неоднородны по проницаемости, поэтому часто возникает задача обоснования ее средних значений. Средняя проницаемость латерально-неоднородной пористой среды вычисляется по формулам

- при радиальной фильтрации, (1.26)

- при линейной фильтрации, (1.27)

где: Кср – средняя проницаемость;

RК – радиус контура питания;

RС – радиус скважины;

Ri – радиус внешней границы концентрического участка;

Ri-1 – радиус внутренней границы участка или радиус внешней границы предыдущего (по расположению к скважине) концентрического участка;

Кi – проницаемость участков;

L – общая длина участков;

Li – длина участков;

n – число участков.

Латерально-неоднородная пористая среда представляет собой несколько последовательных (при линейной фильтрации) или концентрических (при радиальной фильтрации) участков с различной проницаемостью, расположенных вокруг скважины.

Задача 16. Рассчитайте среднюю проницаемость латерально-неоднородной среды при радиальной фильтрации, представленную зоной кольматации радиусом 20 см, промытой зоной радиусом 10 м и неизмененной частью пласта с проницаемостью соответственно 0,025, 0,11 и 0,25 мкм2. Диаметр скважины составляет 190,5 мм. Радиус контура питания принять 150 м. Радиус отдельных зон определен по их внешней границе.

Решение. Средняя проницаемость латерально-неоднородной среды при радиальной фильтрации вычисляется по формуле (1.26)

,

Слоисто-неоднородная пористая среда состоит из нескольких слоев или прослоев с различной проницаемостью и толщиной, разделенных между собой бесконечно тонкими непроницаемыми перегородками. Средняя проницаемость такой среды рассчитывается, как средняя взвешенная по толщине величина, как при радиальной, так и при линейной фильтрации

, (1.28)

где: Ki – проницаемость прослоев;

hi – толщина прослоев;

i – число прослоев.

1.6. Плотность нефти

Плотность нефти в лабораторных условиях измеряется с помощью ареометров или пикнометров. С увеличением температуры плотность нефти уменьшается. Для приведения плотности нефти к стандартной температуре используют формулу

, (1.29)

где: rt - измеренная ареометром или пикнометром плотность при температуре Т;

r20 – плотность нефти при температуре 200С;

a - объемный коэффициент термического расширения нефти (таблица 1.5).

Таблица 1.5

Температурные поправки (a) плотности нефтей и нефтяных продуктов при приведении их к стандартной температуре 200С

Плотность, г/см3	Поправка на 10С	Плотность, г/см3	Поправка на 10С
0,7000-0,7100 0,7100-1,7200 0,7200-0,7300 0,7300-0,7400 0,7400-0,7500 0,7500-0,7600 0,7600-0,7700 0,7700-0,7800 0,7800-0,7900 0,7900-0,8000 0,8000-0,8100 0,8100-0,8200 0,8200-0,8300 0,8300-0,8400 0,8400-0,8500	0,000897 0,000884 0,000870 0,000857 0,000844 0,000831 0,000818 0,000805 0,000792 0,000778 0,000765 0,000752 0,000738 0,000725 0,000712	0,8500-0,8600 0,8600-0,8700 0,8700-0,8800 0,8800-0,8900 0,8900-0,9000 0,9000-0,9100 0,9100-0,9200 0,9200-0,9300 0,9300-0,9400 0,9400-0,9500 0,9500-0,9600 0,9600-0,9700 0,9700-0,9800 0,9800-0,9900 0,9900-1,0000	0,000699 0,000686 0,000673 0,000660 0,000647 0,000633 0,000620 0,000607 0,000594 0,000581 0,000567 0,000554 0,000541 0,000528 0,000515

Рис. 1.5. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства

Рис. 1.6. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от насыщенности порового пространства

а

Рис 1.7. Зависимость относительной проницаемости для жидкости и газа от водонасыщенности а - песчаники; б - известняки и доломиты

 

б

Рис. 1.8. Области распространения одно-, двух - и трехфазного потоков

1.7. Вязкость нефти

Кинематическую вязкость нефти в лабораторных условиях измеряют с помощью вискозиметров различных конструкций, (Оствальда, Пинкевича (ВПЖТ-4), ВПЖТ-2, ВПЖТ-1, Уббелоде, Канон-Фенске). При этом с помощью секундомера замеряют время истечения нефти в капилляре вискозиметра и затем рассчитывают кинематическую вязкость по формуле

, (1.30)

где: - кинематическая вязкость, мм2/;

с - постоянная вискозиметра, мм2/2;

- среднее арифметическое время истечения нефти в вискозиметре (из трех измерений), сек.

Динамическую вязкость нефти рассчитывают по формуле

, (1.31)

где: - динамическая вязкость, ;

- плотность нефти при температуре исследований, .

Задача 17. Вычислите динамическую и кинематическую вязкость нефти, зная, что время ее истечения в вискозиметре ВПЖ-2 (диаметр капилляра 1,77 мм) составляет 25 . Плотность нефти принять 0,820 . Постоянная вискозиметра составляет 0,9273.

Решение. Кинематическая вязкость составляет

мм2/сек.

Динамическая вязкость составляет

Для исследования условной вязкости нефти используется вискозиметр Энглера, в котором определяется отношение времени истечения из вискозиметра стандартного объема нефти при данной температуре ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 200С. Нефти, имеющие пластовые свойства поднимаются с забоя скважин герметичными пробоотборниками различных конструкций. Для исследования вязкости таких проб применяются вискозиметры высокого давления. Для исследования вязкости неньютоновских нефтей применяются ротационные вискозиметры различных конструкций.

1.8. Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение на границе раздела двух жидкостей, например нефти и воды, измеряется методом счета капель. При этом из пипетки с изогнутым капилляром в исследуемую среду выпускаются капли нефти, а поверхностное натяжение рассчитывается по формуле

, (1.32)

где: V - суммарный объем капель, ;

- плотности жидкостей, г/см3;