Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах

Abstract

The aim of the study is to develop an algorithm for constructing the curves of relative permeabilities (RP) according to the time-efficient laboratory tests of the core material: absolute permeability K0, capillary pressure curves, residual water saturation values SWC = S*, and residual oil saturation 1 – Sor = S*, as well as relative permeability of the core on the water fWS* and oil fPS* in the given bordering points. To obtain the generalized experimental data about the parameters of interphase interaction, the authors use the RP dependencies on water saturation for the core samples of the characteristic lithological types. The methodology of calculation of the pressure loss in the flow of oil-water mixture in the pore channels is given with the help of the developed network of the cluster model of a porous medium. The losses on the section of the channel losses are presented as the sum of the three components of the pressure loss: on the viscous friction of the wall of the pore channels; local losses with the changes in the cross-sectional area and the presence of the channel curvature; and the pressure loss in interfacial interactions of the filtering mixture. Results of pressure loss curves for interfacial interactions for a number of core samples from the fields in Siberia, obtained in the calculation study, are presented. It has been found that this type of loss in the dimensionless variables can be described as the universal two-parameter “bell” function of water saturation; the values of empirical parameters have been selected. The obtained data allow to suggest computational and experimental methods for determining the RP, which consists in experimental determination of the parameters K0, S*, S*, fWS*, fPS* and the capillary pressure curves followed by the calculation of the RP dependency on water saturation based on the results of the research outlined in this paper.

Целью исследования является разработка алгоритма построения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по данным малозатратных по времени лабораторных испытаний кернового материала: абсолютной проницаемости K0, кривых капиллярного давления, значений остаточной водонасыщенности SWC = S* и остаточной нефтенасыщенности 1 – Sor = S*, а также относительных фазовых проницаемостей керна по воде fWS* и нефти fPS* в данных граничных точках. Для получения обобщенных опытных данных о параметрах межфазного взаимодействия используются зависимости ОФП от водонасыщенности для образцов кернов характерных литологических типов. Приведена методика расчета потерь давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах с помощью разработанной сетевой кластерной модели пористой среды. Потери на участке канала представлены в виде суммы трех составляющих потерь давления: 1) на вязкое трение о стенки поровых каналов, 2) местных потерь при изменении площади сечения и наличии кривизны каналов, 3) потерь давления при межфазных взаимодействиях фильтрующейся смеси. Приведены кривые потерь давления при межфазных взаимодействиях для ряда образцов кернов месторождений Сибири, полученных в результате расчетного исследования. Установлено, что данный вид потерь в безразмерных переменных описывается универсальной «колоколообразной» двухпараметрической функцией от водонасыщенности; подобраны значения эмпирических параметров. Полученные данные позволяют предложить расчетно-экспериментальную методику определения ОФП, заключающуюся в экспериментальном определении параметров K0, S*, S*, fPS*, fWS* и кривых капиллярного давления с последующим расчетом зависимости ОФП от водонасыщенности на основе результатов исследования, изложенных в данной работе.