- •Основы разработки нефтяных месторождений
- •Введение
- •1. Термины и определения
- •1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
- •Соотношение между единицами давления
- •Классификация пластовых вод
- •1.2. Горно-геологические параметры
- •Классификация залежей углеводородов
- •2. Обзор свойств пород и движения флюидов
- •2.1. Емкостные свойства коллекторов
- •2.2. Фильтрационные свойства коллектора
- •2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
- •2.4. Молекулярно-поверхностные явления
- •2.5. Капиллярные явления
- •2.6. Реологические свойства нефти
- •Соотношение между единицами вязкости
- •2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях
- •3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения
- •3.1. Процесс разработки месторождений
- •3.2. Режимы истощения пластовой энергии
- •3.3. Газонапорный режим
- •3.4. Водонапорный режим
- •3.5. Гравитационный режим
- •3.6. Смешанный режим
- •4. Классификация и характеристика систем разработки месторождений
- •4.1. Выделение эксплуатационных объектов
- •4.2. Системы разработки в режиме естественного истощения
- •4.3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии
- •4.4. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)
- •4.5. Системы разработки многопластовых залежей
- •4.6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт
- •4.7. Выбор плотности сетки скважин
- •5. Освоение и гидродинамические исследования скважин
- •5.1. Вскрытие нефтяных залежей
- •5.2. Освоение скважин
- •5.3. Гидродинамические исследования скважин
- •5.4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр
- •6. Подъем нефти на дневную поверхность
- •6.1. Классификация способов подъема
- •6.2. Фонтанная эксплуатация скважин
- •6.3. Механизированная добыча нефти
- •7. Управление процессом разработки месторождения
- •Заключение
- •Оглавление
2. Обзор свойств пород и движения флюидов
2.1. Емкостные свойства коллекторов
Пористость – свойство тела содержать пустоты, в горной породе это поры, каверны, трещины и соединяющие их каналы. Пористость измеряется коэффициентом пористости m, представляющим собой отношение всех пустот горной породы Vп к общему ее объему Vо, выражается в процентах или долях единицы:
В нефтепромысловой практике используется главным образом открытая, эффективная, межзерновая и трещинная пористость.
Открытая пористость – это совокупность соединенных друг с другом пустот в минеральном скелете породы.
Эффективная, или полезная, пористость характеризует объем только тех поровых пространств, которые заполнены жидкостью или газом, способными перемещаться по данному поровому пространству при выравнивании давления или под воздействием сил, превышающих фильтрационное сопротивление.
Коэффициент эффективной пористости mэ характеризует отношение эффективного объема пор породы Vэ, по которому может происходить движение жидкости, к общему объему породы:
Межзерновая пористость характеризует пустотность, образующуюся между зернами осадочной породы, морфология и объем которой определяются взаиморасположением слагающих породу зерен и цемента. Межзерновая пористость определяет основной объем коллектора.
Трещинная пористость характеризует объем трещин, секущих горную породу. Трещины могут быть открытые (сообщающиеся между собой) и закрытые. Открытые трещины принято характеризовать коэффициентом трещиноватости (пустотности), который является отношением суммарного объема этих трещин к объему породы. По степени раскрытости следует различать макро- и микротрещины. Трещины с раскрытостью от 0,1 до 0,01 мм обеспечивают притоки нефти к добывающим скважинам.
В нефтепромысловой практике для характеристики пористости нефтесодержащих пород используется понятие динамической пористости mд. Коэффициент динамической пористости характеризует отношение объема движущейся жидкости к объему породы:
Динамическая пористость зависит от свойств породы, слагающей коллектор, физико-химических свойств пластовых жидкостей и градиента давления, обуславливающего их движение.
Нефтенасыщенность – один из наиболее важных параметров, используемых при подсчете запасов нефти и проектировании разработки месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности н характеризует отношение объема, занятого нефтью открытых пор коллекторов в пластовых условиях, к общему объему пор:
Не все поровые пространства заняты нефтью, частично поры заполнены остаточной водой. Для определения коэффициента нефтеотдачи используют данные о водонасыщенности.
Коэффициент водонасыщенности в характеризует отношение объема открытых пор коллектора, занятых водой Vв в пластовых условиях, к объему пор этой же породы
Если весь поровый объем коллектора заполнен нефтью и водой, то справедливо соотношение н + в = 1.
Под остаточной нефтенасыщенностью принято понимать долю открытых пор, занятых оставшейся в пласте нефтью после окончания его разработки, отнесенную к общему объему открытых пор. Ее используют для подсчета извлекаемых запасов нефти месторождения. Остаточная нефтенасыщенность связана с нефтеотдачей пород коллектора соотношением
= н (1 – nн).
Остаточная нефтенасыщенность зависит от состава нефти, типа коллектора, запасов пластовой энергии, технологии разработки месторождения.