УДК 552.5:553.982.2
(UDK 552.5:553.982.2)
(DIRECT METHOD FOR CALCULATING CRITICAL WATER SATURATION USING RESULTS OF CAPILLARY SURVEYS)
На сегодняшний день наиболее распространенным способом определения критической водонасыщенности коллектора является расчет функции Бакли – Леверетта с использованием относительных фазовых проницаемостей. При этом недостатками экспериментальных методов определения относительных фазовых проницаемостей являются большой интервал и неопределенность кривой между значениями водонасыщенности на первых двух режимах измерения проницаемостей, между которыми, как правило, находится искомое значение критической водонасыщенности. Вследствие этого погрешность в определении критической водонасыщенности не поддается прогнозу. Кроме того, количество экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей, как правило, существенно меньше числа капиллярных исследований.
В статье показано, что величина критической водонасыщенности определяется распределением пор по размерам и их долевому участию в качестве каналов фильтрации насыщающих коллектор флюидов. На основании этой связи предложена оригинальная методика расчета критической водонасыщенности по результатам капиллярных исследований без использования рассчитанных или измеренных относительных фазовых проницаемостей.
To date, the most common way to determine critical water saturation of a reservoir is to calculate the Buckley – Leverett function using relative phase permeabilities. However, the disadvantage of experimental methods of relative phase permeability determination is the large interval and uncertainty of the curve between water saturation values in the first two modes of permeability measurement, between which the desired critical water saturation value is usually found. As a consequence, the error in determining the critical water saturation cannot be predicted. In addition, the number of experiments to determine relative phase permeabilities is usually significantly less than the number of capillary studies.
The article shows that the value of critical water saturation is determined by the pore size distribution and their proportion as channels for filtration of fluids saturating the reservoir. On this basis, an original method for calculating critical water saturation based on capillary tests without using calculated or measured relative phase permeabilities is proposed.
State Standard of the USSR (GOST) 22609-77. Geophysical Exploration in Wells. Terms, Definitions and Letter Symbols. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200023247 [Accessed 17 December 2021]. (In Russ.)
Heifetz L.I., Neimark A.V. Multiphase Processes in Porous Media. Moscow: Khimiya [Chemistry]; 1982. (In Russ.)
Rodionov S.P., Sokolyuk L.N. Calculation and Use of Modified Relative Phase Permeabilities During Geological to Hydrodynamic Model Conversion. Trudy MFTI [Proceedings of the Moscow Institute of Physics and Technology]. 2010;2(2):130–136. (In Russ.)
Bear J., Zaslavsky D., Irmay S. Physical Principles of Water Percolation and Seepage. UNESCO, Arid Zone Research, Publ. No. XXIX. Paris; 1968.
Barenblatt G.I., Yentov V.M., Ryzhik V.M. Theory of Nonstationary Filtration of Liquid and Gas. Moscow: Nedra; 1972. (In Russ.)
Khalid A., Settari A. Petroleum Reservoir Simulation. London: Applied Science Publishers Ltd; 1979.
Kanevskaya R.D. Mathematical Modelling of Hydrodynamic Processes of Hydrocarbon Field Development. Moscow – Izhevsk: Institute for Computer Research; 2002. (In Russ.)
Sokolov V.S. Modelling of Oil and Gas Field Development. Tyumen: Tyumen State Oil and Gas University; 2014. (In Russ.)
Lomeland F., Ebeltoft E., Thomas W.H. A New Versatile Relative Permeability Correlation. International Symposium of the Society of Core Analysts Toronto. Canada, 2005. Paper SCA2005-32.
Goda H.M., Behrenbruch P. Using a Modified Brooks-Corey Model to Study Oil-Water Relative Permeability for Diverse Pore Structures // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Australia, 2004. DOI: https://doi.org/10.2118/88538-MS
Yanin А. Dry Oil Recovery Factor Vs. Final Oil Recovery Factor as Per the Field Data. Burenie i neft’ [Drilling and Oil]. 2011;(10):24–27. (In Russ.)
Stepanov S.V., Glumov D.N. Impact Evaluation of Various Approaches for Justification of Initial Distribution of Fluids and Their Mobility on the Results of Reservoir Simulation Modeling. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2013;(12):112–116. (In Russ.)
Moiseyev V.D. Experimental Determination of Relative Phase Permeabilities for Oil and Gas Reservoirs of Northern West Siberia. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft’ i gaz [Oil and Gas Studies]. 2002;(1):46–53. (In Russ.)
Amyx J.W., Bass D.M., Jr. Whiting R.Z. Petroleum Reservoir Engineering. Physical Properties. New York a. o.: McGraw-Hill; 1960.
Romm E.S. Structural Models of Rock Pore Space. Leningrad: Nedra; 1985. (In Russ.)
Cheremisin N.A., Sonich V.P., Baturin N.E., Medvedev N.Ya. Physical Bases of Increasing Efficiency of Granular Reservoir Development. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2002;(8):38–42. (In Russ.)
Вход
Главная
Журналы
Назад к журналу