1464
.pdfРис. 9. Водонапорная система XIII пласта Октябрьского района Грознефти (по В. М. Николаеву).
единения Грознефти1. Область питания пласта А находится в Чер ных горал, где имеются выходы XIII пласта на высоте 500-700 м над уровнем моря. Область стока С в районе западной группы горячих источников имеет отметку +163 м. Перегиб кровли XIII пласта под промыслами имеет отметку -370-380 м. Горизонтальное протяжение системы порядка 47 км, причем расстояние от нефтепромыслов до об ласти питания равно 27 км, а до области стока — 20 км. На рис. 9 линия L изображает поверхность земли, линия К — уровень моря, F — вер шину горы Белик-Барц в Октябрьском районе, на склонах которой рас положены нефтепромыслы. Для удобства изображения вертикальный масштаб взят значительно крупнее, чем горизонтальный. Если бы бы ли выдержаны одинаковые масштабы, то область нефтеносности DBE выглядела бы маленьким пузырьком, выдающимся на общем протяже нии пластовой водонапорной системы.
Рис. 9 является только общей схемой и не отображает ни точных деталей рельефа местности, ни более мелких особенностей геологиче ской структуры XIII пласта. Из приведенных данных и из чертежа ясно видно, что разность гипсометрических отметок области питания А и об ласти нефтеносности D BE вполне достаточна, чтобы объяснить вели чину начального пластового давления (порядка 60 ата на забоях неф тяных скважин на своде складки и до 80 ата на забоях наиболее глу боких крыльевых водяных скважин) и фонтанирование всех нефтяных и некоторых (с малыми альтитудами) водяных скважин.
Приведенные на рис. 6-9 схемы пластовых водонапорных систем наглядно поясняют происхождение артезианского напора: любая сква жина, проведенная в области напора, например, в точке L рис. 6, в точ
1 Более точная и детальная схема приведена в цитированной выше книге В. М. Николаева [135].
ках Е рис. 7-9, будет обладать свойством «восходимости», т. е. пье зометрический уровень жидкости в ней будет выше отметки кровли вблизи забоя скважины: Возможность самоизлива артезианских сква жин определяется превышением гипсометрической отметки зеркала вод в области питания пласта над гипсометрической отметкой устья скважины (при условии, что потеря напора при естественном движе нии воды в условиях артезианского потока не слишком понижает пье
зометрические уровни в области напора). |
анализе |
вертикальных |
||
|
При |
|||
А |
разрезов |
(проведенных вдоль по |
||
|
падению |
пластов) |
типовых пла |
|
|
стовых в донапорных систем лег |
|||
|
ко заметить |
следующую важную |
||
|
характерную |
особенность: верти |
||
|
кальные |
их |
размеры значитель |
|
|
но меньше горизонтальных. В са |
|||
|
мом деле, глубина залегания раз |
|||
|
рабатываемых водоносных и неф |
|||
|
теносных пластов редко превосхо |
|||
|
дит 2-3 км, а протяжение пласта |
|||
Рис. 10. Моделирование пластовой |
от его выходов на дневную поверх |
|||
водонапорной системы: а — верти |
ность до области разработки изме |
|||
кальный разрез пласта; б — упрощен |
ряется десятками, а иногда и сот |
|||
ная гидравлическая модель пласта. |
нями километров. Отсюда следует, |
|||
|
что при гидродинамическом реше |
|||
нии очень многих задач подземной гидравлики — при выяснении осо бенностей работы отдельных скважин, при решении проблемы взаимо действия скважин, при выяснении законов изменения пластового дав ления в области нефтеносности в зависимости от темпов отбора жидко сти и т. д. — вполне допустима некоторая схематизация строения пла стовой водонапорной системы от области разработки до области пита ния.
Допустим, например, что пластовая водонапорная система имеет в вертикальном разрезе форму, представленную на рис. 10, а. Буквой А отмечено положение зеркала воды в области питания. На своде складки В расположена разрабатываемая залежь нефти, газа и воды. Разность h высотных отметок А и В определяет пластовое давление в точке В2
На рис. 10, б в вертикальном разрезе представлена упрощенная схема той же пластовой водонапорной системы. Сосуд А!А" , в котором уровень воды расположен на высоте h над точкой В' заменяет область
2При наличии в пласте естественного артезианского потока следует учесть па дение напора в пласте, вызванное движением вод.
питания; участок пласта А'С'В' взят горизонтальным. Длину участка А'С'В' (рис. 10, б) можно взять либо равной расстоянию между участ ками А и на рис. 10, а, измеренному в горизонтальном направлении, либо можно учесть истинную длину участка АСВ, измеренную вдоль пласта. Следует иметь в виду, что в большинстве случаев в гидроди намические формулы расстояние А" от скважин до области питания входит под знаком логарифма (см. дальше). Поэтому ошибки в оценке величины этого расстояния даже на 100-200% весьма мало отражаются на результатах гидродинамических подсчетов3
В некоторых случаях, упрощая задачу, допустимо «спрямлять пласт» лишь на участке АС, но на участ ке СВ следует сохранять его есте ственный уклон; с таким случаем при ходится сталкиваться, например, при разработке залежи нефти на кру то падающем крыле антиклинальной складки (считая, что СВ — крылье вой нефтеносный участок, С — отмет ка начального зеркала воды).
Предположим, что область пита ния охватывает пласт со всех сто рон соответствующая типовая схема представлена на рис. 6; тогда грани
ца области питания представится в плане замкнутым контуром. Сохра няя это предположение и проводя на рис. 10, б горизонтальное сечение по кровле «пласта» А'В'С' получим на рис. 11 изображение в плане схематизированной пластовой водонапорной системы (ради сокраще ния размеров чертежа на рис. 11 размеры уменьшены в два раза по
сравнению с рис. 10, б).
Замкнутый контур Ак соответствует внутренней границе сосуда, изображающего области питания; на рис. 10, слева показано одно из вертикальных сечений этого сосуда. Итак, контур Ак отделяет область питания от области напора схематизированной пластовой водонапор ной системы. Давление вдоль контура Ак определяется высотой h уров
ня жидкости в области питания.
Во всех случаях, когда описанная схематизация допустима, усло вимся линию Ак называть «контуром области питания»; если точ ка В' лежит, примерно, в центре области ограниченной линией АК1 то среднее расстояние от В7до точек контура Ак будем называть «сред ним радиусом контура области питания».
3См. §1 главы XIV
Если изображенная на рис. 10, а пластовая водонапорная систе ма имеет область питания лишь со стороны А , а со стороны В пласт выклинивается, то, проводя опять горизонтальное сечение по ли нии А'С'В' рис. 10, б, получим новое изображение в плане схемати зированной пластовой водонапорной системы (см. рис. 12).
|
|
На рис. 12 линия Ак представляет собой кон |
|
|
тур области питания, а заштрихованная линия |
|
|
D — непроницаемую границу пласта (линию вы |
|
|
клинивания)4. |
|
|
В дальнейшем мы убедимся, что моделиро |
|
|
вание пластовых водонапорных систем по образ |
|
|
цу схемы, изображенной на рис. 10, б, позволя |
|
|
ет с достаточным приближением к действитель |
|
|
ности довести до конца гидродинамическое ре |
|
|
шение очень многих задач подземной гидравли |
|
|
ки. При использовании этих схем нет надобности |
|
|
вводить порочное представление о «постоянном, |
|
|
ограниченном радиусе влияния скважины»; по |
|
|
добное представление было подвергнуто крити |
Рис. 12. |
Незамкну |
ке в предыдущих параграфах данной главы и на |
тый контур области |
конкретных примерах мы убедились в его несо |
|
питания |
(линия Ак) |
стоятельности. Следует отметить, что при изу |
и линия выклинива чении неустановившихся процессов перераспре
ния (D) пластовой |
деления пластового давления в условиях упру |
водонапорной систе |
гого режима вводится представление об изменя |
мы (в плане). |
ющихся с течением времени условных радиусах |
влияния скважин (подробности см. в статьях [221, 222]). Рассмотренные выше модели и схемы пластовых водонапорных си
стем будут вполне приемлемы и для анализа поведения нефтеводонос ного пласта в условиях упругого режима.
В заключение заметим еще раз, что при изучении более сложных задач о вытеснении нефти водой, о явлении конусообразования, о вли янии изменения проницаемости пласта на поведение скважин и т.д. необходимо будет соответствующим образом усложнять рассмотрен ную здесь простейшую схему пластовой водонапорной системы.
Отметим, что общее строение водонапорной системы пласта Вудбайн (пласта с ярко выраженным упругим режимом) в Восточном Тексасе вполне допускает схе матизацию по тому образцу, который только что описан, причем рис. 12 подходит для изображения этой водонапорной системы в плане.
Краткая характеристика свойств жидкостей и газов
Движение жидкостей и газов в пористой среде происходит в весьма сложных условиях — наличие во многих пластах повышенных температур, высоких давлений, изменяющихся в пространстве и вре мени, соприкасание жидкостей (нефть, вода) с различными физико химическими свойствами, взаимодействие различных фаз (жидкой и газообразной) друг с другом и с пористой средой, выделение при фильтрации нефти пузырьков растворенного в ней газа и т. д. В связи с этим подробное изучение свойств жидкостей и газов в пластовых усло виях выходит за пределы курса подземной гидравлики и должно быть предметом отдельной дисциплины — физики и физико-химии пласта, для которой за последние полтора десятилетия накопился огромный материал экспериментальных и теоретических исследований. Ввиду из ложенного в настоящей главе мы дадим лишь весьма краткую справку о тех свойствах жидкостей и газов, знание которых необходимо для решения рассматриваемых в настоящем курсе задач подземной гид равлики.
§ 1*. Свойства нефтей
Удельным весом жидкостей называется вес единицы их объема. Размер ность удельного веса определяется выражением
(1, ill)
где 7 — удельный вес жидкости; квадратные скобки указывают, что рассмат ривается р а з м е р н о с т ь соответствующей величины, символы М, L и Т соответственно означают единицы массы, длины и времени.
На основании уравнения (1 , III) легко написать размерность удельного веса в физической [7 ]физ и технической [7 ]Техн системах единиц:
|
- 2 |
-2 |
[7 ] |
= Щ- = тем •м- 2 |
сек-2 |
1 11техн |
^ 3 |
|
где тем — техническая единица массы, 1 тем = 9810 г.
Для перехода от физической системы единиц к технической (или обрат но) можно воспользоваться формулой:
7техн = |
1 ,0 2 7ф иэ- |
|
|
(2 , Ш ) |
|
Часто удельный вес нефти вы |
|||
|
ражается в относительных единицах, |
|||
|
т. е. как |
отношение |
удельного веса |
|
|
нефти к удельному весу воды. |
|||
|
Удельный вес советских нефтей |
|||
|
изменяется в весьма широких преде |
|||
|
лах. Так, например, при температуре |
|||
|
15° С и атмосферном давлении нефть |
|||
|
месторождения в Чусовских Городках |
|||
|
имеет уд. вес 955 кг/м3, а нефть Юж |
|||
|
ного Пекине (Казахстан) — 785 кг/м3 |
|||
|
Удельный вес нефти зависит от |
|||
|
давления |
и температуры. |
Поэтому |
|
|
удельный вес нефти в пластовых усло |
|||
Рис. 13. Зависимость величины объ |
виях даже при отсутствии в ней рас |
|||
творенного газа отличается от удель |
||||
емных коэффициентов со нефти, не |
ного веса нефти при нормальных усло |
|||
содержащей растворенного газа, от |
виях. За нормальные условия прини |
|||
давления при различных темпера |
мают часто давление в 760 мм рт. ст. |
|||
турах. |
и температуру в 0°С. |
веса |
жидкости, |
|
|
Объем единицы |
|||
т. е. обратная величина ее удельного веса, называется удельным объемом. Отношение удельного объема нефти в пластовых условиях (т. е. при дав
лении и температуре, имеющих место в пласте) к удельному объему ее в нор
мальных условиях называется объемным коэффициентом. |
|
||
Обозначим: |
|
|
|
и — объемный коэффициент; |
|
|
|
с^пл — удельный объем нефти в пластовых условиях; |
|
||
7пл — удельный вес нефти в пластовых условиях; |
|
||
^норм — удельный объем нефти в нормальных условиях; |
|
||
7ноРм — удельный вес нефти в нормальных условиях. |
|
||
Тогда |
7норм |
|
|
с^пл |
(3, III) |
||
норм |
7пл |
||
|
|||
На рис. 13 приведены кривые зависимости величины объемных коэффи циентов нёфти, не содержащей растворенного газа, от давления при различ ных температурах. Кривая Рп показывает давление начала парообразования.
Обычно в пластовых условиях нефть содержит растворенный в ней газ. Наличие растворенного газа может оказать существенное влияние на вели
чину удельного веса нефти в пластовых условиях, а следовательно, и на ве личину объемных коэффициентов.
Для получения точных данных об удельном весе нефти в пластовых условиях для каждой смеси нефти и газа должны производиться экспери ментальные определения при соответствующих давлениях и температурах.
Существует несколько приближенных методов нахождения удельного веса насыщенной газом нефти в пластовых условиях (см. [144]). Приведем наиболее простые из них.
Удельный вес нефти при наличии в ней растворенного газа может опре деляться на основе данных о газовом факторе, удельном весе газа, удельном весе нефти, пластовом давлении, пластовой температуре и кажущемся удель ном весе газа в растворенном состоянии.
Относит, уд. вес газа
Рис. 14. Зависимость кажущегося удельного веса газа от его относительного удельного веса для нефтей различного удельного веса.
Под кажущимся удельным весом газа понимается отношение прираще ния веса жидкости при растворении в ней газа к приращению объема ее. На рис. 14 приведены экспериментальные кривые зависимости кажущего ся удельного веса газа от его относительного удельного веса (отношение удельного веса газа к удельному весу воздуха) для нефтей, относительный удельный вес которых изменяется в пределах 0,740-0,934. Произведенное Д. Катцем сравнение данных о кажущемся удельном весе газа, полученных из графика (рис. 14), с результатами точных вычислений, основанных на ана лизах нефти и газа, показывает, что величина погрешности при пользовании графиком менее 10%. Приведем пример определения удельного веса нефти в пластовых условиях.
Пример. Найти удельный вес нефти в пластовых условиях на основе следующих данных:
относительный удельный вес нефти в нормальных условиях
7н. норм — 0» 86; (7воды — Ю00 яГ/м );
пластовое давление р„Л— 130 ата\ пластовая температура t = 42,2°С;
газовый фактор Г = 118 м3/м3 (окклюдированного газа в пласте нет); относительный удельный вес газа (по отношению к воздуху) у' = 1,03; удельный вес воздуха 7„ = 1,22 яг/лс3; удельный вес газа
7г = уг . 7„ = 1,03 •1,22 = 1,26 кг/м3;
вес газа, растворенного в 1 At3 нефти:
Gr = 7г •Г = 1,26 •118 = 148 кг.
Кажущийся удельный вес газа согласно графику, приведенному на рис. 14:
7г. каж — 0,485 яг/л.
Объем 148 яг газа при растворении его в нефти равен:
Gr |
148 |
= 305 л. |
7г. каж |
0,485 |
|
Если бы нефть была несжимаема, то объем 1 н. м3 нефти вместе с рас творенным в ней газом составил (в л):
1000 + 305 = 1305 л = 1,305 лД
а вес ее GHравен сумме весов негазированной нефти и газа, т. е.
GH= 7 '. нор •7воДы 1 + Gr = 0,86 •1000 + 148 = 1008 яг.
Разделив этот вес нефти на ее объем (1305 л), получим удельный вес нефти, равный:
10081035 = 0,772 яг/л.
Так как нефть является сжимаемой жидкостью, то объем 1 н. м3 нефти в пластовых условиях будет иным. Поэтому в полученное значение удельно го веса должны быть внесены поправки, учитывающие влияние на удельный вес нефти пластовых давления и температуры. Поскольку с повышением да вления плотность жидкостей увеличивается, то поправка на пластовое дав ление берется со знаком плюс.
На рис. 15 приведены полученные экспериментально (для давления от 70 до 490 ата) кривые зависимости величины поправок к удельному весу нефти от относительного удельного веса нефти.
0,60 0,65 0.70 0,75 0.80 0.85 0,90 Относит, уд. вес нефти в норм, условиях
0 |
I. |
I I I I |
0,60 0,65 0,70 0,75 0.80 0,85 0,90 Относит, уд. вес нефти при 15,5°С
Рис. 15. Зависимости величины по Рис. 16. Зависимости величины по правок к удельному весу нефти при правок к удельному весу нефти при разных пластовых давлениях от от разных пластовых температурах от носительного удельного веса нефти. относительного удельного веса неф-
Кроме поправки на пластовое давление, вводится также поправка на пластовую температуру. С повышением температуры удельный объем нефти увеличивается, а удельный вес ее уменьшается. Поэтому поправка к найден ному выше удельному весу газа на пластовую температуру берется со знаком минус. На рис. 16 помещены полученные экспериментально (для температур от 27 до 115°С) кривые зависимости величины поправок к удельному весу нефти от относительного удельного веса нефти.
При давлении 130 ата и относительном удельном весе нефти 0,86 по правка на давление, согласно рис. 15, равна +0,009 кг/л. При пластовой тем пературе, равной 42,2°С, поправка на температуру, согласно рис. 16 состав ляет —0,02 кг/л.
Внеся эти поправки в полученную выше величину удельного веса нефти, найдем искомое значение удельного веса нефти 7 „. пл содержащей растворен ный газ в пластовых условиях.
7н. пл = о, 772 + 0,009 - 0,02 = 0,761 кг/л = 761 кг/м3,
Более грубым способом определения удельного веса нефти, содержащей растворенный газ, в пластовых условиях является определение его по данным лишь газового фактора. Возможная величина допускаемой при этом ошибки может достигать 30%.
На рис. 17 показана зависимость между газовым фактором и уменьше нием объема пластовой нефти при выделении из нее растворенного газа. Это уменьшение объема нефти, отнесенное к объему ее в пластовых условиях называется усадкой нефти*.
Отношение разности объемов нефти в пластовых условиях и в нормальных
При газовом факторе Г = = 118 мЛ/м3 (условно рассмотрен ного выше примера) причина усад ки нефти после дегазации, соглас но рис. 17, равна ~ 31%. Следова тельно, удельный вес ее в пласто вых условиях составляет ~0,69% от удельного веса в нормальных услови ях. При нормальном удельном весе нефти 860 кг/м3 (условия рассмот ренного примера) удельный вес ее в пластовых условиях составит
7н. пл = 860 •0, 69 = 593 тег/ л*3,
что на 28% меньше значения 7 Н. Пл, полученного по первому способу.
Изложенные методы определения удельного веса нефти в пластовых условиях применимы в тех случаях, когда весь получаемый на поверхности (при нормальных условиях) газ находится в пласте в растворенном состоя нии. Это обычно имеет место тогда, когда забойное давление в скважинах выше давления насыщения.
Зная удельный вес нефти 7 , легко определить ее плотность £, т. е. коли чество массы жидкости, заключенной в единице объема:
Q 1
где д — ускорение силы тяжести.
Размерность плотности определяется выражением:
[в} = % = (MLT-2)L"“T2, |
(4, III) |
LJ |
|
что дает |
|
[£>]фи3 = г/см — дин ■см~4 сек2, |
|
[^1техн = тем/At3 = кГ•м~Л сек2
Для перехода от технической системы единиц к физической (или обрат но) можно воспользоваться формулой:
Ртехм = Ю2£физ. (5, III)
условиях к объему нефти в нормальных условиях называется остаточной усад кой.
Рис. 14, |
15, 16 и 17 и приведенный выше пример взяты |
из статьи Г. М а к с и |
м о в и ч а |
[«Новости нефтяной техники» .N*7 (добыча), стр. |
6, 1947]. |