Пружна енергія породи та флюїда

Розкриття пласта зменшує величину всестороннього тиску та окремих компонент напруженого стану породи та флюїду. Відбувається дилатація – об`ємне розширення пласта і насичуючого флюїда, яке пропорційне коефіцієнтам стискання (розширення). Воно супроводжується зародженням або підсиленням мікро- і макротріщинуватості та появою додаткового порожнинного простору.

В пластових умовах об`ємна стисливість (пружність) води змінюється в межах 0,004 – 0,005 % на 0,1 МПа. Коефіцієнт стисливості води Кств складає приблизно (4–5) × 10^-5 Па^-1 . Розчинений в воді газ збільшує стисливість водногазового розчину. Емпірічна залежність така:

К ст. (в + г) = Кст в (1 + 0,005 Vг),

де Vг – кількість газу, розчиненого у воді.

Для пластових нафт коефіцієнт стисливості складає (0,6–1,8) × 10^-4 Па^-1 .

Стисливість гірських порід складає (1,6–1,4) × 10^-5 Па^-1 .

Довідкові і експериментальні дані дозволяють оцінити зміну об`ємів порід і флюїдів в процесі розробки, відповідні енергетичні характеристики і їх вплив на масоперенос.

В.М. Щелкачовим введено поняття коефіцієнта пружності покладу Кпруж покл:

Кпруж покл = Кп × Кпруж рід + К пруж пор

Кп – коефіцієнт відкритої пористості колектора, Кпруж рід та Кпруж пор – відповідно коефіцієнти пружності рідини та породи.

Якщо спостерігається падіння тиску на величину dP, об`єм переміщуваної рідини дорівнює Vфл, тоді частка пружної енергії покладу dЕ, витрачена на переміщення об`єму флюїду Vфл становить:

dЕ = Кпруж × Vфл × dP.

Звідси коефіцієнт пружності дорівнює питомій пластовій енергії, яка відповідає перепаду тиску на одиницю, достатньому для переміщення одиниці об`єму рідини в колекторі.

Депресія на пласт викликає підтоки рідини до вибою свердловини з певної площі. Для однорідних колекторів на однаковій глибині залягання область підтоку має форму кола, а в об`ємі – лійкоподібні обриси. Відносні зміни тисків в «депресійних лійках» у випадках декількох свердловин показано на рисунку 9.5.

Розміри лійки залежать від абсолютних значень і швидкості падіння тиску, а також від ємнісно-фільтраційних характеристик колектора, властивостей пластового флюїда і інших чинників.

На рисунку 9.5 вверху ілюструється побудова наближеного динамічного розподілу пластового тиску 1 по умовній п`єзометричній поверхні 2. Ця поверхня торкається істинної кривої зміни тисків в точках виположування а депресійних лійок кожної свердловини. Для практичних задач така поверхня спрощує побудову карт ізобар.

Для об`єктивної оцінки стану розробки по свердловинах і їх групах використовують середньозважений пластовий тиск в зоні відбору (в лійці). Лійки депресії трьох свердловин, накладаючись одна на одну, створюють загальну депресію пласта. На нижній частині рисунка 9.5 видно, що загальне пониження тисків в любій точці g пласта дорівнює сумі падінь тисків в трьох свердловинах відносно їх п`єзометричних рівнів. Поверхня істинної депресії для трьох працюючих свердловин зображена кривою А. Дотична до неї – умовна п`єзометрична поверхня, яка проходить через точки а.

Якщо центральна свердловина буде зупинена, істинний пластовий тиск швидко відновиться і крива досягне точки а^I. Далі тиск зростатиме повільніше (а^II-IV) до точки б. Пластовий тиск в точці а^I прийнято вважати пластовим тиском в зоні свердловини. Він визначається по зламу кривої відновлення тиску, побудованої в логарифмічному масштабі.

Статичний рівень буде відповідати точці б. Якщо зростають дебіти в першій і в третій свердловинах (є динамічний з`язок між ними), тоді дійсний статичний рівень в середній свердловині буде знаходитись між точками в та а^I.

Білет 14