- •Основы разработки нефтяных месторождений
- •Введение
- •1. Термины и определения
- •1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
- •Соотношение между единицами давления
- •Классификация пластовых вод
- •1.2. Горно-геологические параметры
- •Классификация залежей углеводородов
- •2. Обзор свойств пород и движения флюидов
- •2.1. Емкостные свойства коллекторов
- •2.2. Фильтрационные свойства коллектора
- •2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
- •2.4. Молекулярно-поверхностные явления
- •2.5. Капиллярные явления
- •2.6. Реологические свойства нефти
- •Соотношение между единицами вязкости
- •2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях
- •3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения
- •3.1. Процесс разработки месторождений
- •3.2. Режимы истощения пластовой энергии
- •3.3. Газонапорный режим
- •3.4. Водонапорный режим
- •3.5. Гравитационный режим
- •3.6. Смешанный режим
- •4. Классификация и характеристика систем разработки месторождений
- •4.1. Выделение эксплуатационных объектов
- •4.2. Системы разработки в режиме естественного истощения
- •4.3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии
- •4.4. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)
- •4.5. Системы разработки многопластовых залежей
- •4.6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт
- •4.7. Выбор плотности сетки скважин
- •5. Освоение и гидродинамические исследования скважин
- •5.1. Вскрытие нефтяных залежей
- •5.2. Освоение скважин
- •5.3. Гидродинамические исследования скважин
- •5.4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр
- •6. Подъем нефти на дневную поверхность
- •6.1. Классификация способов подъема
- •6.2. Фонтанная эксплуатация скважин
- •6.3. Механизированная добыча нефти
- •7. Управление процессом разработки месторождения
- •Заключение
- •Оглавление
2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, служит одним из основных источников движения нефти по пласту к забоям скважин.
В соответствии с законом Гука изменение объема жидкости выражается через объемный коэффициент упругости ж. Он характеризует податливость жидкости изменению ее объема и показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем жидкости при изменении давления на единицу:
.
Знак «–» указывает на то, что объем жидкости увеличивается при уменьшении давления. Конечное приращение объема: Vж = жVжр.
Коэффициент сжимаемости породы численно характеризует относительное уменьшение объема породы (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) при снижении давления на 0,1 МПа:
.
Изменение (уменьшение) объема скелета породы определяется по формуле Vп = пVпр.
Упругий запас (по В.И.Щелкачову) – это количество жидкости, высвобождающейся в процессе отбора из некоторой области пласта при снижении давления до заданной величины, если высвобождение происходит за счет объемного расширения жидкости и уменьшении порового пространства пласта,
Vз = Vж + Vп.
Коэффициент упругости пласта * показывает, какую долю от выделенного элемента пласта составляет объем жидкости, высвобождающейся из элемента пласта при снижении пластового давления на единицу:
* = жm + п.
Общая сжимаемость системы, включающей породы и флюиды, насыщающие поры и пустоты, может быть представлена в виде суммы произведений насыщенностей и сжимаемостей всех флюидов в порах и сжимаемости пор:
общ = нн + вв + гг + п.
Эффективной сжимаемостью для данной фазы называется общая сжимаемость, отнесенная только к одной фазе.
Пьезопроводность – способность среды передавать давление. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей обуславливают перераспределения давления в пласте при изменении давления в любой его точке.
Перераспределение давления передается во все стороны не мгновенно. Скорость распространения изменения давления в пласте характеризуется коэффициентом пьезопроводности . Это комплексный коэффициент, который определяется по зависимости
,
где ж – динамическая вязкость жидкости, мПас.
2.4. Молекулярно-поверхностные явления
К молекулярно-поверхностным явлениям относят поверхностное натяжение и краевой угол смачивания воды и нефти в пористой среде, которые влияют на фильтрацию многофазной жидкости.
Поверхностное натяжение на границе двух фаз характеризуется избытком энергии молекул поверхностного слоя по сравнению с равным объемом молекул, находящихся во внутреннем слое жидкости. Поверхностное натяжение характеризуется силой внутреннего давления, втягивающей молекулу внутрь жидкости и направленной перпендикулярно к поверхности. Единица натяжения – ньютон на метр. Поверхностное натяжение можно также определять как работу, необходимую для образования 1 см2 новой поверхности dS:
А = dS.
Смачиваемость может быть оценена как свойство флюида предварительно прилипать к поверхности породы или смачивать ее в присутствии других несмешивающихся жидкостей.
Краевой угол находится в прямой зависимости от смачиваемости поверхности. Если краевой угол 90, то жидкость смачивает поверхность (рис.2.2).
Неоднородная смачиваемость может быть избирательной и смешанной. Смешанная смачиваемость характеризует систему, в которой нефть мигрирует в гидрофильном коллекторе, занимая большие пустоты и не заполняя самые мелкие. При этом смачиваемость может изменяться благодаря адсорбции полярных компонентов или разложению органических веществ, что превращает поверхность поры в гидрофобную.