Определение поправок к коэффициенту вытеснения (1). Определение поправок к коэффициенту вытеснения

• Название: Определение поправок к коэффициенту вытеснения
• Дата: 02.02.2022
• Размер: 33.03 Kb.
• Имя файла: Определение поправок к коэффициенту вытеснения (1).docx
• Тип: Документы; #349303

Определение поправок к коэффициенту вытеснения

Цель: Определить, как изменится коэффициент вытеснения нефти за счет наличия трещин, если известно, что трещины не содержат связанной воды и нефти. Построить зависимость коэффициента вытеснения от доли трещин в пустотном объеме коллектора. 

Выполнение:

Модель процесса разработки месторождения – система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями.



Рисунок — Зависимости текущей нефтеотдачи от:
1 и 2 – кривые, построенные по данным соответственно при поршневом и непоршневом вытеснении нефти водой

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образце 2 — кривая 2 (рис. 4.6). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q_вз^*. Как видно из рис. 4.6, из образца 1 при Q_вз > Q_вз^* почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми

• 
  наклонной, соответствующей условию 0 ≤ Q_вз ≤ Q_вз^*,
  
• 
  параллельной оси абсцисс, справедливой при Q_вз > Q_вз^*.
  

Обе прямые на рис. 4.6 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред — модель поршневого вытеснения нефти водой. Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (рис. 4.6), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред.

При поршневом вытеснении	При двухфазной фильтрации
экспериментально определяют коэффициент вытеснения η1 объем закачанной в пористую среду воды Qвз, равный объему извлеченной из нее нефти Qн	используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой

При определении коэффициентов остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения могут возникать методические погрешности, связанные с:

1. 
   несовершенством аппаратуры;
   
2. 
   неправильным определением паразитных объемов установки;
   
3. 
   низкими абсолютными значениями объемов пористой среды, объемов начальной нефти, объемов остаточной нефти;
   
4. 
   переводом остаточной газированной нефти из пластовых условий в стандартные.
   

Относительную погрешность определения коэффициента вытеснения рассчитывают по формуле (8), используя выражение:



где:

Vн - погрешность измерения объема нефти, приведенного к условиям эксперимента;

Vн.нач.- погрешность измерения объема начальной нефти в образце.

Допускается при определении коэффициента вытеснения относительная погрешность, не превышающая ± 0,05 д.ед.