7 Упругие свойства горных пород.

На состояние пласта, режим его работы существенное влияние могут ока­зывать упругие свойства коллектора и содержащихся в нем флюидов.

Упругость пород и жидкостей принято характеризовать коэффициента­ми сжимаемости (объемной упругости). Различают три коэффициента сжи­маемости пород: коэффициент сжимаемости пласта, пор и пористой среды. В теории упругого режима разработки нефтяных и газовых залежей наибольшее распространение получил коэффициент сжимаемости пористой среды (β_с), который определяется по формуле:

где

- коэффициент сжимаемости пористой среды, численно характеризу­ет изменения объема порового пространства в единице объема породы при изменении давления на единицу, Па^-1;

- измененне объема пор при изменении давления на , м³

- начальный объем пласта, m³,

В нефтепромысловой практике часто пользуются коэффициентом упругоёмкости пласта (β^*):

где т - коэффициент пористости;

β_ж - коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па^-1.

Упругие свойства горных пород и жидкостей влияют на процессы пере­распределения давления в пласте во время эксплуатации месторожде­ния. Запасы упругой энергии, высвобождающиеся при снижении пластового давления ведут к дополнительному вытеснению жидкости из пласта в скважи­ны.

47

При известных упругих свойствах пласта и жидкости судят о проницаемо­сти и других параметрах пласта.

Задача 7.1 Определить количество нефти, которое можно получить из зале­жи за счёт упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении пластового давления в залежи до давления насыщения Залежь ограниченная кон­туром нефтеносности имеет следующие размеры и параметры (Табл.7.1) / 2 /.

Решение. 1) Определяем коэффициент сжимаемости нефти:

(7.1)

где ∆р - падение пластового давления до давления насыщения:

b и b объёмные коэффициенты нефти при пластовой температуре

Т_пл=331 К и давлениях р_пл = 18 МПа и р_н = 8 МПа. Эти коэффициенты определяются по графику (рис.7.1) b = 1,02, b = 1,026

Таблица 7.1

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5
1. Площадь залежи F, км	12	13,8	11,4	15,6	8,9
2. Толщина залежи h, м	12	12,4	13,5	9,6	14,7
3. Давление пластовое рпл, МПа	18	17,5	16,8	17,3	17,8
4. Давление насыщения рн, МПа	8	8,4	6,6	6,8	6,2
5 Температура пластовая Тпл , К	331	344	361	377,5	361
6. Пористость m, дол.ед.	0,22	0,18	0,21	0,23	0,19
7. Кол-во связанной воды sв, %	20	14,5	17,3	21,8	9,4
8. Коэффициент сжимаемости пористой среды β·10-4,МПа'1	2	2,8	3,1	2,4	1,9

48

Рисунок 7.1 — График зависимости объемного коэффициента нефти от давления и температуры / 2 /.

По формуле (7.1) имеем:

2) Коэффициент упругоёмкости залежи определяется по формуле:

(7.2)

3) Определяем искомый запас нефти, вытесняемый из пласта под дейст­вием упругих сил.

(7.3)

где V- объём залежи, равный

4) Подсчитаем процент нефтеизвлечения от действия упругих свойств среды, предварительно определив общие начальные запасы нефти в залежи

49

Процент нефтеизвлечения из начального запаса нефти в залежи вследст­вие упругих свойств среды найдем из соотношения: