- •Кафедра “Геофизические методы поисков и разведки мпи”
- •Якутск 2014
- •Оглавление
- •Предмет курса
- •Раздел 1. Свойства и характеристики горной среды и флюидов в подземных условиях
- •1.2. Физико-химические свойства углеводородного газа
- •1.3. Физико-химические свойства нефти и воды
- •1.4. Энергетические свойства нефтегазоносных пластов
- •Раздел 2. Закон Дарси в задачах подземной гидравлики
- •2.1. Общие положения
- •2.2. Границы применимости закона Дарси
- •2.3.Закон Дарси для двухфазного течения несмешивающихся жидкостей
- •2.4. Понятие о режимах нефтегазоводоносных пластов
- •Раздел 3. Установившаяся фильтрация несжимаемой жидкости в нефтегазоносных пластах
- •3.1 . Дифференциальные уравнения фильтрации флюидов
- •Тогда поток через правую грань
- •3.2 Дифференциальные уравнения движения
- •3.3. Уравнения состояния флюидов и параметров пористой среды
- •3.5 Одномерные фильтрационные потоки несжимаемой жидкости в однородном пласте
- •Лекция № 11
- •Лекция № 12
- •Для рассматриваемой модели линии тока жидкости совпадают с радиусами полусферы, поэтому частные производные по координатам и равны 0 и уравнение Лапласа будет иметь вид:
- •3.6. Одномерные фильтрационные потоки несжимаемой жидкости при нелинейных законах фильтрации
- •3.7. Фильтрационные течения несжимаемой жидкости в неоднородных пластах Лекция № 14
- •Градиент давления также одинаков:
- •3.8. Интерференция скважин. Лекция № 15
- •Потенциал в любой точке м пласта определяется как сумма потенциалов от двух источников:
- •Поэтому удельный дебит q определяется из неравенства:
- •Лекция №16
- •3.9. Метод электрогидравлических аналогий метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.
- •При этом удельный дебит каждой скважины по методу отображения равен:
- •Введение фильтрационных сопротивлений и / позволяет записать удельный дебит в форме аналогичной закону Ома: ,
- •3.10. Приток жидкости к несовершенным скважинам. Лекция № 17
- •3.11. Решение плоских задач фильтрации методом теории комплексного переменного Лекция №18
- •Раздел 4. Установившееся движение упругой жидкости и газа в пористой среде
- •4.1. Дифференциальное уравнение установившейся фильтрации упругой жидкости и газа по закону Дарси Лекция № 19
- •Н Упругий флюид Функция Лейбензона Массовый расход флюида массовая скорость фильтрации есжимаемый флюид
- •4.2.Прямолинейно-параллельный фильтрационный поток идеального газа
- •4.3. Плоскорадиальный фильтрационный поток идеального газа по закону Дарси.
- •4.4. Плоскорадиальный фильтрационный поток идеального газа по двухчленному закону фильтрации.
- •4.5. Плоскорадиальный фильтрационный поток реального газа по закону Дарси.
- •4.6. Фильтрационный поток реального газа по двухчленному закону фильтрации к несовершенной скважине.
- •Раздел 5. Основы моделирования процессов фильтрации нефти, газа и воды
- •2.2 Виды моделирования процессов фильтрации пластовых флюидов
- •2.3. Основы анализа размерностей и теории подобия
- •2.4. Применение методов теории размерностей в подземной гидравлике
- •Раздел 6. Задачи для самостоятельной работы студентов (срс) Параметры пористой среды и флюида. Закон Дарси (к разделу1)
- •Пределы применимости закона Дарси. Нелинейные законы фильтрации (к разделу 2)
- •Установившаяся плоская фильтрация. Интерференция скважин. Связь плоской задачи теории фильтрации с теорией функции комплексной переменной (к разделу 3)
- •Влияние гидродинамического несовершенства скважин на их дебит (к разделу 3)
- •Движение жидкости в пласте с неоднородной проницаемостью (к разделу 3)
- •Установившаяся фильтрация сжимаемой жидкости и газа (к разделу 4)
- •Литература
2.4. Понятие о режимах нефтегазоводоносных пластов
Постановка и решение газо-гидродинамических задач разработки месторождений в значительной степени определяются природой движущих сил, обеспечивающих фильтрацию нефти или газа в пласте. В связи с этим большое значение имеет знание режимов нефтегазоносных пластов.
Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит от многих естественных факторов и от системы разработки.
К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте — давление, температура и т. д.
Системой разработки пласта определяются: количество и способ расположения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в них, способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону пласта и т. д.
Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки происходит как за счет использования потенциальной энергии пласта и насыщающих его жидкостей, так и за счет дополнительных внешних источников энергии.
Потенциальная энергия пласта выражается в следующих формах: энергии напора краевых вод: потенциальной энергии упругой деформации жидкости и породы пласта; потенциальной энергии сжатия свободного и выделяющегося из жидкости при снижении давления газа; энергии, обусловленной силой тяжести пластовых жидкостей. Дополнительные внешние источники энергии связаны с закачкой в пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления.
При разработке конкретного нефтяного или газового месторождения могут проявляться в разных соотношениях различные энергии пласта и насыщающих его жидкостей.
Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти или газа.
В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают следующие режимы нефтегазоводоносных пластов:
1) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды;
2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняется в скважины в основном под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой. Этот режим называют еще режимом газовой шапки;
3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим еще называют “режимом газированной жидкости” или “режимом окклюдированного газа”;
4) упругий режим, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта (подробнее об этом режиме далее);
5) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет использования силы тяжести самой нефти или воды.
Следует отметить, что в промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут вследствие высоких темпов отбора нефти перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду, за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа.
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерными являются два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется во времени.
При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет использования, как энергии давления сжатого газа, так и за счет напора поступающей в газовую залежь воды.
Более подробные сведения о режимах пластов можно получить в специальной литературе по разработке нефтяных и газовых месторождений.