Коэффициент - относительная фазовая проницаемость
Cтраница 1
Коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, входящие в формулу (1.36), зависят как от физических свойств жидкостей, так и от параметров пористой среды. Экспериментальные исследования движения двух фаз в пористой среде с учетом непоршневого характера были проведены впервые Викофом и Ботсетом, Бакклеем и Леве-реттом, а затем рядом других исследователей как в России, так и в других странах. [1]
Петрофизический способ заключается в совместном анализе зависимостей PHf ( k), Pnf ( kn 0), K 0f ( kno) и коэффициентов относительной фазовой проницаемости Пр. Объект представлен коллектором одного класса. В этом случае достаточно располагать зависимостями jPH / ( B. Hf ( kB) ( система нефть - вода) или fcnp. [2]
При снижении давления в заводненной модели коэффициент остаточной насыщенности неподвижным газом аост, который в дальнейшем будем называть коэффициентом остаточной газонасыщенности, возрастает, а коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды / гв уменьшается. [3]
При снижении давления в заводненной модели коэффициент остаточной насыщенности неподвижным газом аОСт, который в дальнейшем будем называть коэффициентом остаточной газонасыщенности, возрастает, а коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды kz уменьшается. [4]
Здесь ао, аост ( ш) - коэффициенты остаточной газонасыщенности соответственно при давлении обводнения рн и текущем давлении р; kBO; kB ( ш) - коэффициенты относительной фазовой проницаемости для воды при тех же давлениях рн и р соответственно; сокр - относительное давление начала стабилизации остаточной газонасыщенности; а, Ь - экспериментальные коэффициенты. Величины, отмеченные индексом кр, будем называть критическими. [5]
Здесь ао, аост ( ш) - коэффициенты остаточной газонасыщенности соответственно при давлении обводнения ра и текущем давлении р; kBo, kB ( to) - коэффициенты относительной фазовой проницаемости для воды при тех же давлениях рн и р соответственно; окр - относительное давление начала стабилизации остаточной газонасыщенности; а, Ъ - экспериментальные коэффициенты. Величины, отмеченные индексом кр, будем называть критическими. [6]
 |
Сравнение фактической аост М и модельной аост. мН зависимостей коэффициента. [7] |
Оценим максимальные погрешности § аост и 8ш, которые имеются соответственно при ш ( окр. Зависимость коэффициента относительной фазовой проницаемости для воды от коэффициента остаточной газонасыщенности (2.4) остается справедливой, в ней нужно лишь принять а акр. [8]
 |
Сравнение фактической аост ( ш и модельной аост. м ( и. [9] |
Оценим максимальные погрешности 8аост и 8со, которые имеются соответственно при со сокр. Зависимость коэффициента относительной фазовой проницаемости для воды от коэффициента остаточной газонасыщенности (2.4) остается справедливой, в ней нужно лишь принять а акр. [10]
Проницаемость горных пород определяется с помощью аппаратов ГК-5 и УИПК-1М путем намерения скорости прохождения жидкости или газа через образец исследуемой породы. Прибором ГК-5 определяется коэффициент абсолютной проницаемости, прибором УИПК-1М - коэффициенты абсолютной, относительной и фазовой проницаемости в условиях, приближающихся к пластовым. [11]
Проницаемость горных пород определяется с помощью аппаратов ГК-5 и УИПК-1М путем намерения скорости прохождения жидкости млн газа через образец исследуемой породы. Прибором Г К-5 определяется коэффициент абсолютной проницаемости, прибором УИПК-1М - коэффициенты абсолютной, относительной и фазовой проницаемости в условиях, приближающихся к пластовым. [12]
Сопоставление рис. 3.5 и 3.6 позволяет увязать динамику изменения водонасыщенности и давления. Из рис. 3.6 видно, что на моменты времени, соответствующие отбору 25 1 и 39 5 % начальных запасов газа, давление вдоль оси х падает примерно с одинаковым темпом и крутизна депрессионной воронки по площади практически не увеличивается. Коэффициент водонасыщенности в точке Т1 в этот период времени не превышает 0 4, а коэффициент относительной фазовой проницаемости для газа еще достаточно велик. При дальнейшем росте водонасыщенности в точке Т1 относительная проницаемость для газа в ней уменьшается, а для воды увеличивается. Это приводит к тому, что масса газа, находящаяся между контуром залежи и точкой 77, блокируется фронтом обводнения, в результате чего давление под забоем скважины начинает резко падать. Глубина депрессионной воронки в непосредственной близости от скважины увеличивается, а это, в свою очередь, приводит к более интенсивному притоку воды под забой. С увеличением водонасыщенности в точке Т2 описанный процесс резко возрастает. [14]
Страницы: 1