Download
slide1 n.
Skip this Video
Loading SlideShow in 5 Seconds..
ПРОНИЦАЕМОСТЬ PowerPoint Presentation
Download Presentation
ПРОНИЦАЕМОСТЬ

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

239 Views Download Presentation
Download Presentation

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - E N D - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Presentation Transcript

  1. ПРОНИЦАЕМОСТЬ 1.Абсолютная 2.Относительная 3.Функция Лаверетта

  2. Единицы измерения Длина [L] = м = 100см =106мкм. Площадь [F] =м2=10000см2 Расход флюида [Q] =м3/c =106 см3/с. Давление [р] =Па (паскаль)=Н (ньютон)/м2. 1 psi (фунт/ дюйм2) =0.07 ат; 1 psi=6.86462*104 дин/см2. 1ат=9.8066*105 дин/см2; 1атм=1.0133*102дин/см2 Вязкость динамическая [μ]=Па* с= кг/м*с; k]=Q μ L / F*Δp= м2 Проницаемость [k]=м2. За единицу проницаемости, равную 1м2 принимается проницаемость такой пористой среды, в которой через сечение площадью F=1м2, на длине L=1 м при перепаде давления Δрпл=1Па расход жидкости с вязкостью μ= Па*с составит Q=1 м3/с: 1 мкм2=10-12 м2 ; дарси (Д) 1Д=1.02*10-12 м2 =1.02 мкм2 ; 1мД=1.02*10-15 м2 .;1Д=1.02*10-8 см2 и 1мд=1.02*10-11см2.

  3. Спектр поровых каналов 0,008 0,006 Объем 0,004 0,002 0 100 10 1 0,1 0,01 d,мкм Образtц 26449. Пористость 18,1%, проницаемость 4,4млд, Кво=50,4%. Образец 26442 . Пористость 18,2%, проницаемость 175млд, К во =30%.

  4. Проницаемость- пористость

  5. Проницаемость-размер поровых каналов

  6. Прибор Пенн Стейта для определения относительной проницаемости (по Геффену и др. [27]). • 1 — термометр; 2 — зажимная гайка;. • 3 — электроды; 4 — медная пластина с отверстием; • 5 — вход; 6 — концевая секция; 7 — рабочая секция; 8— секция смешения; 9 — вход; • 10 — высокопроницаемая пластина; 11— отводы для замера перепада давления; 12— бронаовая сетка, 13 — выход.

  7. Образец из пласта БУ8 Уренгойской площади, Кп=0,172; Кпрг=78млд;Кпрв=43млд; Кво=0,32; Квкр=0,42; Кно=0,27.

  8. νН u= - (dp/du + g dH Sinα); νГu= - dp/du; νВ u= - (dp/du + g dВ Sinα), Обобщенный закон Дарси и условие непрерывности фаз лежат в основе уравнений, характеризующих развитие обводненности потока при одновременном движении воды и УВ в пласте-коллекторе, а также притока в скважину при фронтальном вытеснении нефти(газа) законтурными водами, поскольку перед фронтом вытеснения всегда образуется продвигающаяся зона смешанного потока.

  9. Основные различия скоростей фильтрации фаз определяют отношения Кф/μ или подвижности фазы М= (Kфн/Kфв) * μв/μн. Отношение добываемой нефти и воды оценивается по их текущим объемам q=ν*t, приведенным к наземным условиям или водонефтяным факторомВНФ: ВНФ = = М Вi –объемные факторы .

  10. ƒв= [1- (dРк/du+ g(dв-dн)Sinα)] / (1+ ) Функция Лаверетта доля воды в притоке (потоке)

  11. В формулу фронтального вытеснения входят все параметры, характеризующие процесс: а) свойства флюидов – вязкость μн, μг, μв, плотность dн, dг, dв, поверхностное и межфазное натяжения и угол смачивания через капиллярное давление Рк; б) насыщенность пористой среды жидкостью Кв (Кн); в) свойства породы- фазовая или относительные проницаемости; с) свойства геологической структуры - угол падения и направление вытеснения по отношению к структурному рельефу; е) градиент давления и расход жидкостей. Единственной независимой переменной из перечисленных является нефте(газо)- насыщенность. Все остальные величины зависят от пористой среды и условий, существующих в процессе вытеснения

  12. Функция обводнения потока содержит большую ценную информацию о процессе вытеснения УВ при водонапорном режиме вытеснения. С ее помощью рассчитываются: - критическая водонасыщенность, соответствующая началу обводнения притока в скважину; - скорость продвижения фронта; - остаточная нефтенасыщенность в пласте после прорыва фронта вытеснения в скважину , на момент завершения наиболее выгодного режима эксплуатации; - коэффициенты вытеснения на разной стадии разработки, проводится деление пласта на зоны однофазного притока водой,двухфазного и однофазного нефтью (газом); - определяется водонасыщенность, при которой не формируетсяфронт вытеснения и дальнейшая добыча нефти идет по сценарию отмывания нефти большим количеством воды при больших перепадах пластового давления, т.е. при экономически невыгодном режиме.

  13. гРк- капиллярное давление; К Кво-остаточная пластовая вода; н Кно - остаточная нефтенасыщенность. З Скобки перед отношением интегралов ограничивают существование проницаемости в определенных пределах. У смачивающей фазы проницаемость равна 0 при Кв=Кво, а у несмачиващей при Кв=(1-Кно).

  14. Перколяционная модель Мальшакова-Ефимова Кпр В = (Кпр в)Кон ( 2 Кпр Н = (Кпр н)Кво (

  15. Пример Образец №1338, из пласта Б12 Гураринской площади, Кп=0,2; Кпр=27,6млд; Кво=0,43; Кпрэф=20млд; Кно=0,31, рис5.28. Относительные фазовые проницаемости образца №1341 из пласта Б12Гураринской площади, Кп=0,22; Кпр=23,7млд,; Кво=0,448;

  16. Влияние ошибки определения начала основного фильтрующего кластера К0

  17. Расчет относительных проницаемостей и функции Лаверетта для образца №1338 по формулам ННС США

  18. Пример 2.Образец №1278 из пласта Б12 Гураринской площади, Кп=0,233, Кво=0,30, Кпр=206,8млд.

  19. Сравнение экспериментальной функции Лаверетта с рассчитанными по проницаемостям, одинаково нормированным к базовой «по нефти», и расчетом по инженерным формулам ННС США. Образец №1278.

  20. Зависимость остаточной нефтенасыщенности после прохождения фронта от текущей и остаточной водонасыщенности коллектора

  21. Коэффициенты нефтеотдачи коллекторов пласта Ю1 А- после прорыва фронта вытеснения Б-в прцессе вытеснения, начиная с Кн=100-Кво