Основные вопросы по дисциплине гидродинамические исследования скважин и пластов

Свойства пластовых флюидов

1. Динамическая и кинематическая вязкость. Факторы, влияющие на изменение вязкости.

Вязкость - свойство флюида оказывать сопротивление при перемещении одной ее части (молекулы) относительно другой.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

Единицы измерения вязкости в системе СИ:

динамическая вязкость [Па×с];

кинематическая вязкость [м²/с]

Д инамическая и кинематическая вязкость связаны между собой соотношением:

Где – плотность флюида, кг/м³.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

2. Плотность. От чего зависит.

Плотность пластовой нефти равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность плотность пластовой нефти ρ_пл можно приближенно определить с помощью аналитической формулы:

Где – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м³,

– плотность газа стандартного разгазирования газонасыщенной нефти, кг/м³;

– газонасыщенность, м³/м³.

3. Коэффициент сверхсжимаемости. От чего зависит.

Под объемной упругостью (сжимаемостью) пористой среды или насыщающей пласт жидкости понимается способность последних изменять свой первоначальный объем под действием приложенных сил давления. Это свойство имеет большое значение, и его необходимо учитывать при гидродинамических расчетах, так как благодаря объемной упругости перераспределение давления в пласте происходит не мгновенно, а постепенно.

Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент объемной упругости пород (коэффициент сжимаемости) b_с нефтяных месторождений может меняться в широких пределах b_с » 10^-2 ¸ 10^-4, 1/МПа в зависимости от сцементированности и уплотненности скелета.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды

Коэффициент сжимаемости пластовой воды b_в зависит от давления, температуры, минерализации и количества растворенного газа. В диапазоне давлений от 7 до 30 МПа и интервале температур от 20 до 100°С изменяется в пределах (3,8 ¸ 4,8) × 10 ^-4 , а при наличии растворенного газа увеличивается.

b_чв – сжимаемость чистой негазированной воды;

К – коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

С – минерализация воды, г/л;

G_чв – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м³/м³.

Коэффициенты b_чв, К, G_чв определяются из графиков.

4. Приведенные давление и температура.

Теоретический материал:

Плотность пластовой нефти равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость.

Плотность дегазированной нефти в зависимости от температуры t можно с высокой степенью достоверности определить по формуле:

, (1.5)

где – плотность дегазированной нефти при известной температуре t₀;

 – поправка на температуру:

(1.6)

Плотность газонасыщенной нефти при заданной температуре и давлении насыщения можно определить по формуле:

, (1.7)

где Г – газовый фактор, м³/м³;

ρ_нд(t) – плотность дегазированной нефти при заданной температуре.

Изменение плотности газонасыщенной нефти в зависимости от давления можно учесть по формуле:

, (1.8)

где ρ_н(p_нас) – плотность газонасыщенной нефти при давлении насыщения.

Фильтрационно-емкостные и упругие свойства коллекторов и флюидов