Строительство и архитектура \ Проектирование и эксплуатация нефтехранилищ и автозаправочных станций

Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 14


к;=


лР_ *Z

К*    *г(Р)-У*Г*Р.


(3)


где V н, V г   - максимальные скорости фильтрации нефти и газа соответственно;

К    - абсолютная проницаемость; др     - перепад давления; дг - высота модели пласта;

27


Рн > j3,. - плотность нефти и газа; JA н , fAг - вязкость нефти и газа; g - модуль вектора ускорения свободного падения.

Остаточная нефтенасыщенность, SHo(P,K), с учетом упругих эффектов вычисляется по формуле

(4)

где Квыт - коэффициент вытеснения нефти;

SH° - начальная нефтенасыщенность;

Р° - начальное давление в модели пласта.

Результаты расчета значений   Кн , Kr , Sho и SrO приведены в табл. 3.

Таблица 3

Значения параметров Кн , Кг , Shoи Sroпри различных давлениях вытеснения в двух моделях пластов

Р|

МПа

10 J mkmz

К„*

КГ*

Sho(P,Kj)

Sro(Kj)

30

0,95 0,20

0,896 0,896

0,972 0,972

0,352 0,448

0,20 0,21

27

0,95 0,20

0,896 0,896

0,891 0,891

0,362 0,450

0,20 0,21

25

0,95 0,20

0,912 0,912

0,830 0,830

0,288 6,248

0,20 0,21

23

0,95 0,20

0,904 0,904

0,768 0,768

0,246 0,206

0,20 0,21

20

0,95 0,20

0,946 0,946

0,687 0,687

0,500 0,519

0,20 0,21

Примечание: Индекс i по числу опытов с. различными средними давле­ниями пробегает значения от 1 до 5; индекс j по числу моделей пласта -1и2.

28


Среднее значение Кн по результатам всех опытов составляет 0,900. Эта величина была использована в расчетах.

В результате математической обработки лабораторных данных по нестационарному вытеснению нефти газом с учетом параметров, приведенных в табл.2, были идентифицированы показатели NH(P,K) и Nr(P,K) и коэффициент АГ(Р,К) соотношений (2), которые обес­печили удовлетворительное согласование расчетных и эксперимен­тальных характеристик вытеснения. Идентифицированные параметры приведены в табл. 4.

Таблица 4

Значения идентифицированных параметров функций

относительных фазовых проницаемостей нефти и газа для

различных давлений вытеснения

Pi.

МПа

10-^км2

NH(Pi,Kj)

AKPi.Kj)

NKPl.Kj)

30

0,95 0,20

1,60 2,00

46,5 387,3

3,20 3,50

27

0,95 0,20

1,60 2,00

50,7 426,8

3,20 3,50

25

0,95 0,20

1,15 1,10

19,8 17,2

3,10 3,40

23

0,95 0,20

1,00 1,00

12,1 10,8

3,00 3,30

20

0,95 0,20

1,00 2,00

1043,6 4586,6

3,20 3,50

Реальный пласт характеризуется широким спектром рас­пределения проницаемости и непрерывным изменением пластового давления. При численном моделировании процесса разработки пласта в каждой ее точке и в каждый момент времени необходимо рассчитывать относительные проницаемости фаз, т. е. нужно решать задачу о расчете величин Кн и Кг для произвольных значений насыщенностей

29


фаз (в нашем примере - газонасыщенности), давления и проницаемости. Отметим, что функции Кн и Кг являются непрерывными только по насыщенности, а по давлению и проницаемости - они дискретны.

Для решения поставленной задачи воспользуемся в первом приближении методом линейной интерполяции всех параметров, за­висящих от давления исходящих в формулы (2), и линейной ин­терполяции функций Кн и Кг по абсолютной проницаемости. Предлагается следующий алгоритм расчета.

1.  Сравниваем значение к с убывающей последовательностью,
{Kj}, j»l,j (j-размер последовательности, в нашем случае j=2). Если
К ^Ki или К£ Kj, то полагаем К- Ki или K=Kj и идем к пункту

2.  Если К| 5? К */ Kj+i, то, последовательно приравнивая K=Kj
и K=Kjh, идем к следующему пункту.

Скачать файл