Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

УП 1 Мусин

.pdf
Скачиваний:
39
Добавлен:
15.05.2015
Размер:
1.75 Mб
Скачать

 

 

 

Министерство образования и науки Республики Татарстан

НИ

 

 

 

 

 

 

 

 

Альметьевский государственный нефтяной институт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

М.М. Мусин

 

 

 

ка

АГ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

т е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разработка нефтяных

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

месторожден й

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Часть I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Учебное пособие

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

для студентов, обучающихся по специальностии

130503.65 «Разработка

 

и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», всех форм обучения

 

 

 

 

 

 

н

н

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

к

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Э

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Альметьевск 2007

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

УДК 622.276

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

НИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мусин М.М.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГ

 

 

 

 

 

 

Разработка нефтяных месторождений. Часть I: Учебное пособие для

 

 

студентов, обучающихся по специальности 130503.65 «Разработка

и

 

 

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Альметьевск: Аль-

 

 

метьевский государственный нефтяной институт, 2007. – 124 с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

 

 

 

Данное учебное пособие составлено на основе лекций, прочитанных ав-

 

тором

студентам Альметьевского государственного нефтяного института

в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

 

 

2002-2007 г.г. В нем рассмотрены стратегические задачи разработки нефтяных

 

и нефтегазовых месторождений, модели нефтяных пластов и современные

 

представления механизма взаимного вытеснения неф и и воды в нефтяных пла-

 

стах. Изложены методики расчета технологических показателей, методы кон-

 

троля и регулирования, правовые основы проектир ваният

и разработки нефтя-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

ных месторождений. Рассмотрены наиболее широко применяемые на практике

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

гидродинамические, физико-химические и тепловыео

методы повышения нефте-

 

отдачи пластов. Даны основные понятия о чис енном методе решения плоской

 

задачи вытеснения нефти водой в системе скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

совета АГНИ.

 

 

 

 

 

Печатается по решению учебно-методическогоб

 

 

 

 

Рецензенты:

 

 

 

ая

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.

Липаев А.А. – зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и га-

 

 

 

зовых месторождений», д.т.н., профессор

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Фазлыев Р.Т. - гл вный научный сотрудник ТатНИПИнефть, действи-

 

 

 

 

 

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тельный член РАЕН, профессор, д.т.н.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

о

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

к

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

© Альметьевский государственный

 

Э

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

нефтяной институт, 2007

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

Э

ВВЕДЕНИЕ

Программа курса «Разработка нефтяных месторождений» охватыва-

ет следующие основные разделы:

 

 

 

 

АГ

 

схематизация залежи и создание ее геолого-физической модели;

выбор методов воздействия на нефтяные залежи;

 

НИ

выделение эксплуатационных объектов;

 

 

 

 

обоснование системы разработки;

 

 

 

ка

 

 

расчет технологических показателей разработки;

 

 

анализ состояния и регулирование процесса р зр ботки.

 

В результате усвоения дисциплины студент должен знать:

 

 

 

 

е

 

 

 

источники пластовой энергии и режимы работы нефтяных пла-

 

стов;

 

 

 

 

 

 

теоретические основы проектирования разработки нефтяных ме-

 

сторождений;

 

о

 

 

 

 

основные методы увеличения нефте тдачитпластов;

 

 

 

и

 

 

 

 

 

методы составления проектных документов и способы планиро-

 

вания мероприятий по регулирован ю выработки запасов нефти.

Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление на-

 

 

 

б

 

учно обоснованного процесса извлечения из недр нефти и газа. Процесс

 

 

и

 

и выработки запасов

разработки состоит из разбуривания месторождениял

нефти и газа.

б

 

 

 

Курс “Разработка нефтяных месторождений“– область прикладной науки, как учебная дисциплина относится к инженерным дисциплинам. В

ней дается не только качественное описание месторождения, но и количе-

вания и проектиров нияаяр зработки, реализации проектных решений, контроля, анализа и регулированиян разработки нефтяных месторождений.

ственные характеристики процесса извлечения нефти и газа из пласта.

Она состоит из разделов о системах и технологиях разработки, планиро-

Теоретической ос овой разработки нефтяных месторождений являются фундаме тальные положения физики нефтяного пласта и подземной

гидромеханики.

 

 

Разраб тку нефтяныхн

месторождений трудно себе представить без

 

тр

 

геологии и ге физики, без изучения геологического строения месторож-

дения. Она опиоается также на важные положения физики и химии, ма-

тематической физики и технологии эксплуатации скважин.

 

Прое тирование и осуществление разработки нефтяных месторож-

 

е

 

дений подчинены единой цели и требуют единой методики, которая по-

зволя тксвязать все знания о нефтяной залежи и о процессах, происходя-

л

 

 

щих внутри нее при извлечении жидкости и газа. Отдельные положения науки о разработке нефтяных месторождений были обоснованы в трудах И.М Губкина, Л.С. Лейбензона, А.П. Крылова, С.А Христиановича, И.А.

3

Э

Чарного, В.Н. Щелкачева, М. Маскета, М. Леверетта и др. уже в 30-40х годах ХХ века.

Курс «Разработка нефтяных месторождений» как самостоятельная

область науки и учебная дисциплина возникла после выхода в свет

рабо-

 

АГ

 

ты Крылова А.П. с соавторами «Научные основы разработки нефтяных

месторождений» в 1948 г.

 

НИ

Наука о разработке нефтяных месторождений является одной из

немногих прикладных наук, имеющих дело с системой, которую в целом нельзя ни увидеть, ни взвесить, ни измерить, ни исследовать. Даже на месторождениях, где каждая скважина пробурена с полным отбором керна, отобранные образцы породы (керн) составляют ничтожно малую долю породы пласта, которая может быть исследована напрямую. Так же ограни-

тоды каротажа скважин сравнительно недороги и могут часто использо-

чены и пробы жидкостей, на которых производятся д тальные лаборатор-

ные исследования.

 

е

ка

 

 

 

 

 

Ввиду указанной ограниченности объема образцов породы, были

разработаны методы геофизических исследований тскважин (каротажа) и их

интерпретации для получения более детальной

о

нформации о пласте. Ме-

и

 

 

ваться и на старых скважинах, пробуренных много лет назад, для опреде-

 

 

 

б

 

ления значений пористости, проницаемости, насыщенности и характера

литологической изменчивости.

 

и

 

л

Методами каротажа измеряют электрические, электромагнитные, аку-

 

б

 

 

 

стические или радиоактивные свойства пород в пределах радиуса, в несколько раз превышающего радиус скважины. Для определения характеристик пласта в более крупном масштабе используются исследования кривых изменения давления и их интерпретация. Еще более новыми являются методы комплексной обработки геологической информации, когда

данные, полученные по керну, каротажным диаграммам и шламам породы,

 

 

 

н

 

откалываемым долотом, обр батываются статистически для получения де-

 

 

н

 

 

тального описания измеаяе ия фильтрационно-емкостных свойств коллек-

тора по пласту.

о

 

 

 

Нефтедобывающее производство состоит из следующих основных

направлений:

 

 

 

1.

тр

 

 

 

проведение разведки и обоснование запасов нефти и газа;

2.

проекти ование разработки;

3.

обус ройс во месторождения и эксплуатационное разбуривание место-

 

к

 

 

 

 

рождения;

 

 

 

4.

осуществление мероприятий по обеспечению притока нефти и газа из

л

пласта к забоям скважин;

5.

подъ м продукции из забоя скважин на дневную поверхность:

6.

внутрипромысловаяе

транспортировка и подготовка добываемой про-

дукции.

4

Э

Данное пособие, которое состоит из двух частей, подготовленоНИна основе материалов лекций, прочитанных автором в Альметьевском государственном нефтяном институте в 2002-2007 годах студентам дневного и заочного отделений, обучающимся по специальности «Разработка и экс-

В курсе «Разработка нефтяных месторождений» излагаются вопросы, в основном, касающиеся второго и четвертого вышеприведенных на-

правлений.

плуатация нефтяных и газовых месторождений».

 

 

АГ

 

 

 

 

 

 

Глава 1

 

 

 

 

 

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

 

 

 

 

 

ка

 

ПЛАСТА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ е

 

 

 

 

 

 

т

 

 

1.1. Основные свойства горных пор д и пластовых флюидов

 

 

 

о

 

 

 

К основным свойствам нефте-газо-водонасыщенных пород относят-

 

 

и

 

 

 

 

ся: нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, гранулометри-

ческий состав, проницаемость, распределениел

пор по размерам и удельная

поверхность порового пространства, коэффициент сжимаемости породы

и

б

 

 

 

 

 

Свойства горных пород и бпластовых флюидов определяют, прежде всего, путем исследования керна и глубинных проб жидкостей и газов. Эти свойства можно оценить также путем обработки данных геофизиче-

при изменении давления, пластовое давление и температура, теплофизические свойства и др.

ских, гидродинамических и других исследований.

Коэффициентом пористости (абсолютной) называется отношение

суммарного объема пор каяобщему объему пласта:

 

 

 

н

m=Vпор/V,

(1.1)

 

 

 

 

 

где Vпор – суммар ый объем пор, V- объем пласта.

Кроме абс лютной, различают еще коэффициент эффективной по-

ристости:

о

н

 

 

 

 

 

mэ= Vэ пор/V ,

(1.2)

 

 

 

где Vэ пор - объем той части пор или тех пор, через которые возможно дви-

ристостие к (или эффективной пористости), которая может выражаться и в проц нтах.

жение жидкос и или газа. Размерность коэффициента пористости – доли

единиц; иногдатр

вместо коэффициента пористости используют понятие по-

характерныел значения коэффициента пористости составляют 0,08 – 0,35.

В нефтяных пластах, имеющих промышленные запасы нефти и газа,

5

 

 

В нефтяных пластах поровый объем пласта заполнен нефтью и во-

 

дой. Доля порового объема, занятого нефтью, называется насыщенностью

 

пласта нефтью (или нефтенасыщенностью):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sн = Vн/Vпор,

 

(1.3)

 

 

 

 

 

где Vн – объем содержащейся в поровом пространстве нефти.

 

 

 

Доля порового объема, занятого водой, называется насыщенностьюНИ

 

пласта водой (или водонасыщенностью):

 

 

 

 

 

 

АГ

 

 

 

 

 

 

 

 

Sв = Vв/Vпор,

 

(1.4)

 

 

 

 

где Vв – объем содержащейся в поровом пространстве воды.

 

 

Из данного определения следует, что

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sн+ Sв=1.

 

 

(1.5)

 

 

 

 

 

 

Если в пласте имеется свободный газ, аналогично определяется га-

 

зонасыщенность пласта. В этом случае формула (1.5) принимает вид:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sн+ Sг+ Sв=1.

т

е

ка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.1. Фракционный составопород

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

б

л

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,9

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,8

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

д.е.

0,7

 

 

 

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

фракций

0,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,5

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,4

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

0,05

0,1

 

 

0,15

 

 

0,2

 

 

0,25

0,3

 

 

е

к

тр

 

 

 

 

диаметр частиц, мм

 

 

 

 

 

 

Ромашкинскоеместорождение

 

 

Месторождение Узень

 

 

л

 

 

 

 

 

 

Вань-Еганское месторождение

 

 

 

 

 

 

 

 

Э

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Проницаемость пород - способность пропускать через себя (фильт-

 

ровать) жидкости и газ под действием перепада давления. Размерность ко-

 

эффициента проницаемости в системе СИ – мкм2.

 

 

 

 

 

 

 

Гранулометрический состав – это содержание в горной породе зе-

 

рен различных размеров, выраженное в % от общего количества зерен по-

 

роды (наиболее мелкая фракция имеет d≤0,01 мм). Чаще всего данныеНИ

 

гранулометрического анализа выражаются через весовое соотношение

 

фракций с разным размером частиц. На рис. 1.1 приведена интегральная

 

кривая распределения размера частиц породы по их условному диаметру

 

для случайно взятых образцов породы с трех месторождений.

АГ

 

 

 

 

В терригенных коллекторах в зависимости от размера частиц или зе-

 

рен выделяют песчаную, алевритовую и пелитовую (глинистую) фракции:

 

 

песчаная фракция

 

- 62 мкм – 2 мм,

 

т

е

ка

 

 

 

 

алевритовая фракция -

4 мкм – 62 мкм,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

пелитовая (глинистая) фракция - < 4 мкм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.2. Распреление пор по размерам водевонском

 

 

 

 

 

 

 

 

 

песчанике из скв. 555 Лениногорской площади

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ромашкинского месторождения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

л

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.8

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.7

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.е,

0.6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

д

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

распределения

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.4

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

кривая

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

20

40

 

60

 

80

 

100

120

 

 

 

 

тр

о

 

 

 

Диаметр пор, мк

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Плотность распределения

 

 

Интегральная кривая распределения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сл дует заметить,

в таком определении в пелитовую (глинистую)

 

 

 

к

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

фракцию попадают не только глинистые минералы, но и обломки кварца и

 

другиее

мелкодисперсные частицы, имеющие не глинистую природу, в то

 

же время термин «глина» в геологии применяется

и в другом смысле –

Э

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

для описания группы слоистых минералов (т.е. глин), которая включает

 

каолинит, иллит, хлорит, смектит и др., чаще отличающиеся малыми раз-

 

мерами частиц, но среди которых могут встречаться и более крупные по

 

линейным размерам частицы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГ

 

 

 

Гранулометрический состав и форма зерен породы позволяют судить

 

о строении порового пространства и коэффициенте пористости.

 

НИ

 

 

В зависимости от формы и размеров зерен породы, а также от плот-

 

ности их упаковки размеры пор изменяются в очень широких пределах. В

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

 

терригенных алевролитовых и глинистых коллекторах они меняются от

 

0,001мм (1 мкм), а в слабосцементированных кварцевых песч никах - до

 

0,5-1,0 мм (рис. 1.2).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

т

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1.3а. Кубическая упаковка сфер ческ х частиц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пористость =48 %

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н

н

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1.3б. Т еугольная упаковка сферических частиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

к

 

 

Пористость =27 %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Э

л

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Э

 

 

 

 

 

АГ

НИ

 

 

 

ка

 

 

 

е

 

 

Рис. 1.3в. Упаковка сферических частиц двух размеров.

 

 

 

 

Пористость 14%

т

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

В пластах со средней проницаемостью 0,4-0,5 мкм2

средний размер

пор составляет 10-20 мкм, а максимальный д стигает 100-150 мкм. В сла-

25 мкм. и

бопроницаемых коллекторах с проницаем стью 0,01-0,02 мкм средний

размер пор не превышает 1-2 мкм, а макс мальныйо

размер достигает 20-

л

 

В карбонатных коллекторах размер пор может изменяться до 0,5-1,5 см, т.е. до размеров каверн. В них о ычно развита трещиноватость.

Трещины имеют различную протяженность от 0,01-0,15 до 10-20 м, рас-

крытость - от нескольких мкм до см.

б

 

 

б

 

 

На рис.1.3а, 1.3б, 1.3в иллюстр руются влияние формы упаковки и

размера частиц зерен породы на структуруи

порового пространства и вели-

чину пористости.

ая2 3

 

 

 

 

 

Очень важной характеристикой коллекторов является удельная по- верхность пористой среды – отношение площади поверхности пор к объему пласта. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов она

составляет 500-1000 см2/см 3

породы, а для слабопроницаемых карбонатов

 

 

 

н

 

 

 

 

достигает 10 000-30 000 см /см .

 

 

Приближе

о удельнуюн

поверхность пор можно определить

по

формуле:

тр

о

 

 

 

1/2

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

2

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

Sуд = с m (m/k)

,

 

где m – коэффициент пористости, д.е.; k - проницаемость, мкм2; с – эмпи-

рический коэффициент, зависящий от разнородности частиц, значение которого меняе ся в пределах (7-10)·103 мкм/см.

Пример.

2

3

 

е

 

Пусть k= 0,64 мкм ; m=0,25; Sуд= 1200 см /см . Тогда с = 7,68 мкм/см.

Оцкним количество пор в одном кубическом сантиметре породы по

л

 

 

 

приведенным выше данным. Пусть средний диаметр пор составляет 100

мкм, удельная поверхность пор – 30 000 см /см

 

, поры имеют форму ша-

ровой сферы. Тогда количество пор получится равным 1010. Представим

9

Э

себе, что из всей совокупности пор составили одну цепочку. Тогда длина цепочки получилась бы около 100 км.

В пласте поры соединены между собой поровыми каналами. В усло-

виях Ромашкинского нефтяного месторождения отношение среднего раз-

 

 

АГ

мера пор к среднему размеру поровых каналов для карбонатных пород с

проницаемостью 0,008 - 2,55 мкм2 изменяется от 3 до 7, а для терригенныхНИ

с проницаемостью 0,05 - 4,57 мкм2 - от 2 до 4.

 

 

Коэффициент сжимаемости пород. Нефтяной пласт является упру-

 

ка

 

гим телом, т.е. деформируется под действием приложенных сил. Величина деформации нефтяного пласта небольшая. Для малых деформ ций упругих тел справедлив закон Гука, согласно которому объемная деформация линейно зависит от приложенного нормального напряжения:

∆V/V=-β ∆P,

(1.6)

где ∆V-объемное расширение при изменении давл ния на ∆P,

β – коэффициент упругости или коэффициент сжимаемостие , 1/МПа.

Для песчаных пластов, сложенных из зерен кварцат

, характерное зна-

чение коэффициента сжимаемости скелета породы составляет

βс ≈ 0,27·10-4 МПа-1

 

о

 

Коэффициенты сжимаемости нефти и пластовой воды также не-

большие, которые меняются в пределах

и

 

 

л10-4МПа –1

 

β н= (7 - 30) 10-4МПа –1, βв=(2,7 – 5)

 

Коэффициент β н зависит от состава нефти и количества растворенного в

 

б

ней газа, причем с увеличением кол чества растворенного газа коэффици-

ент сжимаемости нефти увеличивается.

и

 

Нефтяной пласт состоит из пор и твердого скелета

б

 

V= V+Vпор.

Поэтому коэффициент сжимаемости нефтенасыщенного пласта складыва-

 

 

 

 

 

аяβ * = m β ж+ βс

(1.7)

ется из коэффициентов сжимаемости скелета породы и насыщающих по-

ры жидкостей и определяется по формуле:

 

 

По определе ию В.Н. Щелкачева, β*

называется коэффициентом уп-

 

 

 

 

н

 

 

ругоемкости пласта /40/.

 

 

Пласт нах дитсян

в напряженном состоянии. На твердый скелет пла-

ста действует давление вышележащих горных пород Ргор и давление на-

 

 

 

о

 

 

 

сыщающих пор жидкостей Рпл. Связь среднего нормального напряжения

 

 

тр

 

 

 

 

σск горных пород, горного и пластового давлений выражается формулой:

 

к

 

 

 

σск= РгорРпл.

(1.8)

 

е

 

 

 

 

 

 

Приближенное значение горного давления можно определить по

формуле:

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

Ргор= γср Н,

(1.9)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

 

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.