Свойства флюидов и породы, учитываемые в модели трехфазной фильтрации (Black oil). Характерный вид зависимости

Свойства флюидов. Функциями одного лишь давления при пластовой температуре и неизменном составе фаз являются объемные коэффициенты и растворимость газа в нефти, а также вязкости фаз. Объемный коэффициент газа обычно задастся в виде B_g=P_STC/P_g. Здееь P_STC - атмосферное давление.

Объемный коэффициент нефти - немонотонная функция давления. Он линейно возрастает от 1 до некоторого характерного значения B_ob при увеличении давления от атмосферного до давления насыщения нефти газом P_ob, а затем линейно убывает в соответствии с коэффициентом сжимаемости нефти. Рост объемного коэффициента в зависимости от давления при P < P_ob связан е увеличением количества растворенного газа. При давлении выше давления насыщения нефть ведет себя как слабосжимаемая жиддкость, для которой сжимаемость постоянна во всем рассматриваемом диапазоне давления.

Здесь B_lb значение объемного коэффициента при давлении насыщения P_lb Коэффициент сжимаемости нефти имеет величину порядка 10^-3 МГIа^-1. Коэффициент сжимаемости воды обычно меньше коэффициента сжимаемости нефти и имеет порядок 10^-4 МГIа^-1.

Коэффициент растворимости увеличивается от 0 до максимального значения R_b при возрастании давления от атмосферного до давления насыщения нефти газом P_ob, а затем сохраняет постоянное значение.

Вязкость нефти и газа сильно зависят от температуры. Зависимость от давления не очень существенная, поэтому при проведении гидродинамических расчетов изотермической фильтрации вязкости всех фаз зачастую полагают постоянными. Обычно все перечисленные зависимости определяют в лабораторных условиях путем анализа проб пластовых жидкостей.

Характерный вид этих функций.

Свойства породы. Для решения уравнений фильтрации должны быть заданы пористость, проницаемость, фазовые проницаемости и капиллярные давления. Изменение пористости в зависимости от пластового давления может быть задано в виде.

Здесь C_r - коэффициент сжимаемости породы. Обычно значение коэффициента сжимаемости породы сравнимо с соответствующим значением для воды.

Уравнение фильтрации слабосжимаемого флюида, известного как уравнение диффузии иди пьезопроводности:

Здесь η - коэффициент пьезопроводности.

1. Пористость и емкостные свойства пласта. Источники информации. Способ задания.

Наиболее современные методы построения геометрической модели залежи основаны на обработке результатов трехмерной сейсмики. Эти данные увязываются с результатами бурения и геофизических исследований скважин. В результате определяется местоположение отдельных структурных образований, формирующих пласт, границ залежей, тектонических нарушений. В модель вводятся абсолютные отметки кровли и подошвы пласта и отдельных слоев, соответствующие общие и эффективные толщины, песчанистость - отношение эффективной толщины к общей толщине пласта. Эффективная толщина представляет собой толщину коллектора, содержащего и фильтрующего пластовые жидкости, в отличие от общей толщины, включающей в себя также глинистые прослои. При подсчете запасов вводится также эффективная нефтенасыщенная толщина.

Все эти данные задаются в виде числовых массивов. Размерность массивов определяется количеством сеточных блоков. Каждому блоку расчетной модели приписываются любые два из трех параметров: отметка кровли, отметка подошвы или толщина. Если моделируемые слои не разделены перемычками, то кровля нижележащего слоя может совпадать с подошвой вышележащего. Кроме того, для каждого блока задается значение коэффициента песчанистости. Этот параметр подобно пористости ограничивает поровый объем блока.

Данные о пористости. Для определения пористости используют, в основном, геофизические данные и результаты лабораторного исследования керна.

Для оценки пористости применяются такие геофизические методы, как метод сопротивлений, акустический и нейтронный. Методом сопротивлений пористость определяется по отношению удельного электрического сопротивления водонасыщенного пласта к удельному сопротивлению насыщающей его воды. При использовании акустического метода регистрируется время прохождения звука через породу, которое зависит от содержания флюидов в поровом пространстве.

При измерении пористости в лаборатории обычно определяют любые два из трех параметров: общий объем образца V_обр, объем пор образца V_пор и объем зерен породы V_зер. Полная пористость m = V_пор / V_обр = (V_обр – V_зер)/ V_обр может быть на 5-6% выше открытой пористости, которая характеризует отношение суммарного объема открытых сообщающихся пор к общему объему образца. Открытая пористость коллекторов нефти и газа может достигать 35%, составляя по большинству залежей 12-25%.

Важным параметром для определения порового объема при моделировании динамических процессов является коэффициент сжимаемости породы, который характеризует изменение пористости в зависимости от давления m = m_b (1 + c_r (p - p_b)). Этот коэффициент обычно определяют при лабораторном исследовании керна или используют известные из литературы зависимости сжимаемости от пористости или от вертикального горного давления. Особенно актуальным учет сжимаемости породы становится при моделировании трещиноватых или трещиновато-поровых коллекторов, т.к. сжимаемость трещин может превышать сжимаемость пор на один-два порядка

Поиск по сайту: