Основные свойства пластовых флюидов

Физические св-ва н. и г..

1.Вязкость н. хар-ет силу трения м/у ее слоями при движении, единица измерения МПа.с, меняется в широких пределах. Сильно зависит от t-ры и количества растворен. в н. г.

На Ромашке: девон μн ≈ 2-3 мПа∙с; ср. и ниж. Карбон (Турнейский ярус, бобрик.гориз, тульск.гориз) 20-30мПа∙с; но быв-т и 500-600мПа∙с

2.кол-во растворен.газа (пластовый газовый фактор) – сод-е раств.газа в 1т нефти (девон ~60кубов газа, ср. и ниж. карбон ~20, где μ ↑ - 6-10)

Раст-римость газов в н. подчиняется з-ну Генри только в случае плохо раст-римых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент раст-римости а уменьшается с ростом Р. С увеличе­нием молекулярной массы углеводородных газов раст-римость их в н. возрастает. При незначительных Рх а для нефтяных газов может достигать 10 МПа-1. При высоких Рх в 1 м³ н. может содержаться несколько сот кубо­метров газа. С увеличением количества раст-ренного газа

3.Р насыщения н. г. – это то Р, при кот-м г. полностью растворяется в н.. при Р<Рнас газ выд-ся из н.

4.Объемный коэффициент н. =Vн.пл/Vн.сеп. - это отношение объема н. с раст-ренным в ней г.ом в пл-товых условиях к ее объему после дег-ции в стандартных условиях (меньше единицы).

5.Плотность пл-товых жидкостей. Плотность пл-товых и дегазированных нефтей в больш-ве случаев нах-ся в пределах 700-1000 кг/м³. При высокой концентрации солей плотность пл-товых вод может достигать 1450 кг/м³.

Если такие зависимости коррелируются, то физические параметры пород отдельных прослоев определяют только на основе промыслово-геофизических данных.

2. Заполняют таблицу, в которой отмечают толщину h_i,- от­дельных пропластков с проницаемостью в пределах k_i.

3. По данным, указанным в таблице, находят общую толщину h = h_i, всех n изученных прослоев.

4. Определяют доли общей толщины h_i всех пропластков с проницаемостью k_i или с проницаемостями, изменяющимися в некотором сравнительно небольшом диапазоне k_i.

5. Строят гистограмму проницаемости в виде

6. Принимают гистограмму за вероятностно-статистическую плотность распределения и для нее подбирают соответствую­щую аналитическую зависимость.

7. Включают в модель разработки пласта вероятностно-ста­тистические характеристики модели слоисто-неоднородного пла­ста и получающиеся показатели извлечения нефти из недр сопо­ставляют с фактическими показателями начальной разработки пласта.

8. В случае несоответствия теоретических и фактических данных разработки вероятностно-статистические характеристи­ки изменяют до получения совпадения теоретических и фактиче­ских показателей разработки пласта, т. е. модель пласта адап­тируют к фактическому процессу разработки.

Построение моделей трещиноватого и трещиновато-пористого пластов

Существенное влияние трещин, имеющихся в пласте, на процессы его разработки может подтверждаться целым рядом факторов. К одному из наиболее важных из них относят несоответствие фактической проницаемости пласта, определенной по индикаторным кривым или кривым восстановления давления, и проницаемости образцов пород, извлеченных из продуктивного пласта при его разбуривании. Если фактическая проницаемость пласта выше проницаемости отобранных из него образцов пород, то обычно считают, что увеличение проницаемости связано с наличием трещин в пласте.

Трещиноватость пласта играет значительную роль в процессах его разработки и в тех случаях, когда породы, слагающие пласт, сами по себе достаточно проницаемы, т. е. пласт в целом трещиновато-пористый.

Для характеристики установившегося течения в трещиноватом и трещиновато-пористом пластах однородной жидкости достаточно знать только проницаемость пласта, определенную на основе промысловых исследований, и его эффективную толщину.

Однако при неустановившемся течении однородной жидкости в трещиноватом пласте необходимо знать параметры, характеризующие деформацию трещин, а для трещиновато-пористого пласта в принципе нужно знать средний размер блока пород или густоту трещин.

Густота трещин — трудно определяемый параметр трещи­новатых и трещиновато-пористых пластов. Для ее установле­ния используют данные промыслово-геофизических исследова­ний разрезов скважин (электрических, ядерных и температур­ных измерений), глубинного дебитометрирования и фотографирования.

Наконец, при построении модели трещиноватого и трещино­вато-пористого пластов используют данные о разработке место­рождения в начальной стадии.

3. По полученной зависимости используя пористость можно определить проницаемость. Результаты записывают в виде таблицы:

hi	ki
толщина пласта	проницаемость

h = h_i.

4. Определяют характер изменения проницаемости (строят гистограмму):

5. Такую кривую принимают за вероятностно-статистическую плотность распределения параметра k.

6. Для этой кривой подбирают среди известных вид распределения:

нормальный закон распределения

логарифмический закон распределения

гамма-распределение   0, х  0