Лекция 21

Для планирования теплового воздействия на залежь или призабойную зону пласта аналогичные эксперименты производят при различных температурах и определяют температурную зависимость времени релаксации.

А неравновесный

Для тяжелой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения β'/β ≈ 1,3. Очевидно, что β' < β. Эту особенность необходимо учитывать при расчетах материального баланса и гидродинамических оценках и т.п.

Цель исследований на моделях пористой среды – установление неньютоновского характера фильтрации нефти в пластах, определение реологической кривой, начального градиента давления при фильтрации и индекса аномальности вязкости, а также возможности проявления релаксационных эффектов.

При фильтрации неньютоновской нефти через образец пористой среды (керн) в зависимости от скорости фильтрации или созданного градиента давления изменяется коэффициент подвижности, равный отношению проницаемости к эффективной вязкости нефти. При малых скоростях фильтрации, что соответствует удаленным от скважины зонам пласта, нефть двигается с практически неразрушенной структурой. При этом ее подвижность имеет минимальное значение П_min = (k/μ)_min.

С ростом скорости фильтрации происходит разрушение структуры нефти и увеличение подвижности до максимального значения П_max = (k/μ)_max что соответствует условиям призабойной зоны. Отношение φ = П_max/ П_min называется индексом аномальности вязкости.

Исследования на модели пористой среды проводят в диапазоне скоростей фильтрации, соответствующих реальным пластовым условиям. В результате определяют зависимость υ–|gradp|, где υ – скорость фильтрации. Далее полученные данные пересчитывают и строят график зависимости подвижности от модуля градиента давления .

На рис, 12-13 приведены зависимости скорости фильтрации и подвижности пластовой нефти скв. № 952 Арланского месторождения в песчанике от модуля градиента давления. Как следует из рис. 13, минимальная подвижность , а максимальная .

Таким образом, индекс аномальности φ = 28. Это означает, что вязкости нефти в призабойной зоне и периферийной части пласта отличаются в 28 раз.

Рис. 12. Зависимость скорости фильтрации υ пластовой нефти от модуля градиента давления |grad р|

Рис. 13. Зависимость подвижности П пластовой нефти от модуля градиента давления |grad р|

Дата добавления: 2014-01-04