22.Свойства горных пород и пластовых флюидов

Определяются по данным ГИС и других исследований. Основные коллекторские свойства породы:

• гранулометрический состав;

• пористость;

• распределение пор по размерам;

• удельная поверхность порового пространства;

• проницаемость;

• коэф-т сжимаемости;

• теплофизические свойства.

Гранулометрический состав – содержание в породе зёрен определённых размеров в процентах от общего числа зёрен. Наименьшая фракция – 0,05 мм.Коэффициент пористости, гранулометрический состав и форма зёрен позволяют судить о строении порового пространства. Удельная поверхность породы – это отношение площади поверхности пор к объёму пласта. Для высокопроницаемых коллекторов это составляет 500–1000 см²/см³, иногда 10000–30000 см²/см³. Коэффициент сжимаемости породы. Любой пласт – упругое тело, деформирующееся под действием давления. Величина деформации горных пород небольшая. Для малых деформаций упругих тел справедлив закон Гука:

Сжимаемость нефти зависит от её состава и количества растворённого газа.

Сжимаемость породы зависит от размера пор и её скелета. На скелет породы действует горное давление с одной стороны, а с другое – пластовое давление жидкостей.

где Р_г – горное давление;

_ср – ср. удельный вес вышезалегающих горных пород;

Н – глубина залегания пласта;

Р_пл меняется, а P_г считается постоянным.

В процессе разработки пластовое давление снижается, а значит, что давление действующее на скелет породы увеличивается.

Проницаемость – это фильтрационный параметр, характеризующий способность пласта пропускать жидкость или газ.

Пьезопроводность – скорость перераспределения давления в упругом пласте. Изменяется от 1,2 – 3 м²/с

Вязкость нефти характеризует силу трения между слоями жидкости.

В нефти имеется растворённый газ. В связи с этим есть давление насыщения (разгазирования) – давление при котором газ выделяется из нефти.

Объёмный коэффициент – это отношение объёма жидкости (нефти) в пластовых условиях к объёму нефти в поверхностных условиях после её дегазирования. Он всегда больше 1.

23.Точные методы решения задач рнм

К числу методов, дающих точ­ные решения задач разработки нефтяных месторождений, от­носится хорошо известный из курса математики метод разде­ления переменных (метод Фурье), методы функций комплекс­ного переменного, интегральных преобразований, получения автомодельных решений и др.

Методы функций комплексного переменного являются клас­сическими методами решения задач установившейся фильтра­ции несжимаемой жидкости в плоских пластах. Рассмотрим эти методы при установившемся притоке жидкости к источни­кам (скважинам).

1. Уравнение неразрывности массы жидкости, фильтрую­щейся в плоском пласте, имеет следующий вид: (90)

Подставляя в это уравнение формулу закона Дарси , (91)

получим уравнение Лапласа (92)

Введем потенциал фильтрации в видеФ = kp /.

В этом случае вместо уравнения (92) получим (93)

Введем комплексный потенциал (z) = Ф + i; z = x + iy. (94)

Входящая в выражение (94) функция  =  (x, y)  функ­ция линий тока. В теории плоского потенциала доказывается, что комплексный потенциал F(z) и функция линий тока удов­летворяют условиям Коши  Римана (95)

Таким образом, любая аналитическая функция комплексного переменного z = x+iy описывает некоторое плоское течение в пласте. Пусть, например, (96)

Полагая z = re^i, ( = arcig y/x) из (96) получим

(97)

отсюда

Из приведенных формул следует, что комплексный потенциал по формуле (96) выражает решение задачи установившейся фильтрации жидкости в неограниченном плоском пласте к единственному точечному источнику. Как видно из (98), дав­ление при r = 0 стремится k  ∞, а при r  ∞ оно также неогра­ниченно возрастает. Тем не менее, можно приближенно исполь­зовать это решение и для расчета распределения давления в плоском пласте с несколькими источниками конечного радиуса (скважинами), используя то обстоятельство, что уравнение Лапласа (90) линейно и сумма нескольких решений вида (98) есть тоже решение уравнения (90).

можно написать формулу (103)Дюпюи

При незначительных y/ Следовательно, ln _c = ln (r_c /).

Подставляя приведенные значения ln _к и ln _c в формулу получим(104)

По формуле (104) можно определить дебит одной скважины из бесконечной цепочки скважин, расположенных в неограни­ченном пласте, при условии, что на некотором, достаточно большом расстоянии L от оси х давление равно р_к, а в сква­жинах малого радиуса r_с оно составляет р_с.