где Ro — конечный коэффициент извлечения нефти из блока; X — константа, характеризующая скорость пропитки; Vi(t) — объем нефти, добытой из г-го элемента пласта к моменту t; Vi — объем нефти, содержащейся первоначально в элементе пористого пласта L
Для коэффициента нефтеотдачи трещиновато-пористого пласта в целом получено следующее выражение:
(17)
Здесь V(t)—суммарная добыча нефти из пласта ко временив; Vo — начальные запасы нефти в залежи.
Из (17) видно, что текущая нефтеотдача в целом по пласту на одно и то же время меньше, чем для единичного элемента.
58
Применение результатов [115] для реальных пластов затрудняется тем, что параметр Л, характеризующий скорость пропитки и определяющий коэффициент нефтеотдачи, никак не связан с физическими параметрами и размерами блоков.
Попытка устранить эти недостатки сделана в [7], где рассматривается схема пористой среды, разбитой двумя системами трещин. Предполагалось, что продольные размеры блоков намного больше поперечных и пропитка происходит только в направлении, перпендикулярном движению воды. Авторы получили, что коэффициент извлечения для системы блоков R является функцией Т:
р __ р (Т\ г Lc2°cosВ "]А/т ng\
/с - * i';, - НЦа^ • v /
Здесь L — длина пористого блока; с — постоянная из решения автомодельной задачи [86]; w — удельный расход жидкости; Я — половина ширины блока.
С ростом Т коэффициент извлечения стремится к предельной величине. Оценка коэффициента извлечения по этой формуле приближенная, дает заниженное значение, так как здесь не учитывается прямоточная пропитка в направлении движущегося фронта.
Несколько иной подход использован в работах [12, 133], где исследуется взаимодействие гравитационных и капиллярных сил при обводнении гидрофильных и гидрофобных пластов. Считается, что основную роль в процессе вытеснения нефти играет всплывание капелек нефти из блоков при обводнении. Этому препятствуют (в случае гидрофобных коллекторов) или содействуют (в гидрофильных породах) капиллярные силы. Для расчета процесса вытеснения Д. Беркс [12] предлагает пользоваться двумя предположениями. Согласно первому, трещиновато-пористая среда представляется системой параллельных капилляров, а согласно второму —в расчетах предлагается ис-•пользовать кривые относительных проницаемостей. При этом учитывается только прямоточная капиллярная пропитка, поэтому для гидрофильных пород эта теория плохо согласуется с экспериментальными и промысловыми данными.
Новый подход к задачам фильтрации жидкости в трещиновато-пористых средах предложен Г. И. Баренблаттом и Ю. П. Желтовым. Используя концепцию «вложенных сред», развитую в работах [9, 10], В. М. Рыжик рассматривает трещиновато-пористую среду как среду с двойной пористостью, в каждом мдлом объеме которой содержится множество блоков [9]. Интенсивность обменных процессов между блоками и трещинами определяется капиллярной пропиткой. Из соображений размерности принимается, что интенсивность перетока равна
59
где I — характерный линейный размер блока; S\, S2 — коэффициенты насыщенности одной из фаз соответственно в трещинах и блоках. Исходя из решения задачи о пропитке линейного образца, В. М. Рыжик принимает следующий вид функции /(sb 52, но):
/ , s2, ц0] - kx (i|>, \i0) (tp — s2). (20)
Здесь i|)(si), &i(sj)—известные функции коэффициента насыщенности в трещинах; ty —насыщенность в блоках, при которой капиллярное давление в блоках и трещинах одинаково.
При пренебрежении пористостью трещин функции k\(s\) и ) можно принять постоянными для всех Si, отличных от нуля. При этих условиях распределение насыщенности s2 в трещиновато-пористой среде имеет вид:
a2k-.
—exp—i
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.