Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:


Лекции Подземная гидромеханика

Информация:

Тип работы: Лекции. Добавлен: 06.06.13. Год: 2012. Страниц: 24. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ
 
по дисциплине:  Подземная гидромеханика
 

 
Для специальности 
130503 "Разработка  и эксплуатация нефтяных и  газовых месторождений"
 
 
 
 

СОДЕРЖАНИЕ
 
 

1. Насыщенность, связанность

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.
Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.
Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем.
 Однако, эта закономерность  наблюдается далеко не для  всех регионов. Например, в Западной  Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.
В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.
Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):
 

 
где VВ, VН, VГ – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.
От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:
Пст =  Vсоб. пор – Vв. ост..                  
В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств  жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные  пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.     
Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
  SН + SВ = 1.   
Для газонефтяных месторождений соответственно:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH).    
На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому  материалу в аппаратах Закса (см. лабораторный практикум) или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.
Связанность - отношение объёма, связанного с породой флюида V, к объёму пор

2. Пустота, пористость, раскрываемость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:
    Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
    Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.
    Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3? МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3?2·SiO2?H2O).
    Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.
    Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.
Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.
Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).
Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.
Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.
На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объёма всех пор (Vпор):
.  
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (Vсообщ. пор):
.   
Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф) характеризует фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация (Vпор фильтр.):
  
Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, величины коэффициентов  общей и эффективной пористости примерно равны (рис. 1.).
Рис. 1 Среднезернистый кварцевый  песок юрского возраста месторождения  Джаксымай, Эмба, mэф - 22,31
 
Для пород, содержащих большое количество цемента, между коэффициентами эффективной  и общей пористости наблюдается  существенное различие. В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:
mп ? mo ? mэф.  
Пористость пород нефтяных и  газовых коллекторов может изменяться от нескольких процентов до 52 % (табл. 1.). Для хороших коллекторов коэффициент  пористости лежит в пределах 15-25 %.
Таблица 1.
     Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
Горная порода
Пористость, %
Глинистые сланцы
0,54-1,4
Глины
6,0-50,0
Пески
6,0-52
Песчаники
3,5-29,0
Известняки
до 33
Доломиты
до 39
Известняки и доломиты, как покрышки
0,65-2,5

 
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
      субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);
      капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;
      сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.
Не все виды пор заполняются  флюидами: водой, нефтью, газом, часть  пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов  по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.
 По капиллярным  порам (каналам) и трещинам  движение нефти, воды, газа происходит  при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.
По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под  действием сил тяжести.
Структура порового пространства определяется и зависит от:
      гранулометрического состава пород;
      формы и размера зёрен – по мере уменьшения величины зерен пористость, как правило, возрастает за счет возрастания частиц неправильной формы, зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости;
      укладки зёрен, например, при кубической укладке сферических зерен пористость составляет » 47,6 %, при более плотной ромбической укладке » 25,96 % (рис. 2);

Рис. 2. Различная укладка сферических  зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка; б – более компактная ромбическая укладка
 
      сортировки зёрен, чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость;
      однородности и окатанности зёрен – порода, содержащая более однородные и окатанные зерна, имеет более высокую пористость;
      степени и типа цементации  (рис. 3, 4);
      степени трещиноватости горных пород;
      характера и размера пустот.
Характер цементации (рис. 3, 4) может  существенно изменять пористость породы. Типы цементации порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов. А радиус зерен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и, как правило, не определяет величины пористости.


 
 
 
 
 
 
 
        
 
Рис. 3. Разновидности цемента горных пород

 
Рис. 4 Различные типы цемента в гранулярном коллекторе
а. – соприкасающийся тип цементации; б. – плёночный тип цементации; в. – базальный тип цементации
 
Компактность расположения частиц породы, а, следовательно, общая и  открытая пористость зависят от факторов:
        давления (Рг), которое испытывают на себе породы;
    от плотности пород, количества цемента и типа цементации;
    глубины залегания и, как правило, пористость пород падает с увеличением глубины залегания, в связи с их уплотнением (Рупл.) под действием веса вышележащих пород (рис. 5.), с увеличением глубины уплотняющее давление растёт, а вместе с этим уменьшается пористость породы (Рупл.^ > mv).

Рис. 5. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. – песчаники; 2. – глины
 
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.
Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается  из объема пор, трещин и каверн.
Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн
По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа - это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п.
К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.
На рисунке 6 показаны некоторые  типы пустот встречающиеся в породах.

3. Несовершенные скважины

Несовершенная скважина - буровая  скважина, не полностью вскрывшая  водонасыщенную толщу пород, длина  водоприемной части которой меньше мощности водоносного пласта.
Предположим, что вода и нефть  совместно притекают к скважине радиусом гс, вскрывшей горизонтальный пласт мощностью h на глубину b. На расстоянии R0 от оси скважины распределение давления считается гидростатическим.
Пусть при отсутствии движения мощности, занятые водой и нефтью, соответственно равны h1 и h2. Движение считается установившимся и следующим закону Дарси, а жидкости несжимаемыми. На расстоянии r от скважины проведем цилиндрическую поверхность, соосную со скважиной. Пусть в первой области (водяной) высота этой поверхности у= у (r) (рис. 1).
Расходы воды и нефти через эту поверхность соответственно равны при оси z, направленной вверх, и горизонтальных кровле и подошве
 
 
 

Рис. 1.Совместный приток воды и нефти к несовершенной  скважине
 
   
 
где  p1(r,z), k1, m1, p2(r,z), k2, m2 -  давления,  проницаемости и вязкости,  соответственно, в водяной и нефтяной частях.
Пользуясь   формулой   дифференцирования   определенного   интеграла   по параметру, получим другие выражения  для Ql и Q2:
 (2.49)
где


 
Интегралы Р1 (r) и Р2 (r) — силы,  действующие вдоль вертикали, рассчитанные на единицу длины периметра 2pr.
Интегрируя  в пределах г = гс и r = R0, получаем
   
Откуда

 
где   результирующие силы в сечениях r=R0 и r=rc.
Давления на  границе  раздела  р1(r,у)  и р2 (г, у) отличаются только на величину капиллярного скачка ?:
 
Тогда согласно рис. 1
 
Пренебрегая эффектом капиллярности  получаем
 
Возьмем  на границе раздела  произвольную линию тока, начинающуюся на поверхности r = R0 (область питания) и заканчивающуюся в скважине.
Скорости фильтрации первой и второй жидкостей вдоль этой линии тока обозначим u1 и u2. Тогда согласно закону Дарси будем иметь
 
где  ?1  , ?2 — объемный  вес соответственно  первой  и второй жидкостей; ds — элемент линии тока.
Интегрируя вдоль линии тока в пределах от области питания s = s0 до скважины s = sc, получаем
 
 
где р0, pc, y0, yc — давления и ординаты на границе раздела в сечениях s = s0, s = sc (рис. 2.14). Правую часть формулы можно представить так:

где ?р — депрессия; ?? — разность объемных весов:

 
Таким образом, интегралы запишутся в виде
 
При совместном притоке воды и нефти после  прорыва водяного конуса депрессия ?р обычно намного превосходит член  , который можно назвать архимедовой составляющей. Очевидно (рис. 1), . Обычно депрессия ?р измеряется атмосферами или десятками атмосфер, а член  при h2 порядка 10 м будет иметь значение порядка 0,3 am.
Таким образом, в большинстве случаев, особенно при форсированном отборе, величиной можно пренебречь по сравнению с ?р. Тогда получим
 
Формула сохраняет силу, если  под s0 и sc   подразумевать   любые две точки вдоль рассматриваемой линии тока.
Отсюда  следует равенство подынтегральных  функций
 
Из этой формулы следует важный вывод: так как поверхность раздела является поверхностью тока, то при фиксированных значениях p0 и рс сетка течения, т. е. распределение эквипотенциален и линий тока, для двухжидкостной системы такая же точно, как и для одножидкостной. Таким образом, когда архимедова составляющая мала по сравнению с депрессией, распределение потенциала при фиксированных значениях p0 и рс для совместного притока двух жидкостей с различными физическими константами точно такое же, как при движении однородной жидкости. Это обстоятельство позволяет найти результирующую силу Р (гс) по известным p0 и рс, степени и характеру несовершенства скважины. Для этого найдем дебит Q однородной жидкости с вязкостью m в однородном пласте проницаемости k мощностью h = h1 + h2 (рис. 1). Согласно обобщенной формуле Дюпюи для притока к несовершенной скважине получим
,
где С — фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по величине и характеру вскрытия. При R0>h, что обычно и имеет место, величина С не зависит от радиуса R0 и определяется исключительно конструкцией скважины.
Таким образом, полагая Р (R0) = р0 h, имеем
 
В сечении r = R0 — области питания — давления и скорости можно считать равномерно распределенными. Отсюда следует пропорция:
 
Уравнения  позволяют найти Q1, Q2, если pQ и рс известны. , 

где - приведённый радиус.
Таким образом, для расчета дебитов  при совместном притоке двух жидкостей  дебит каждой жидкости следует рассчитывать, как для совершенной скважины радиусом гс в пласте мощностью h1 и h2, причем приведенный радиус r'0 должен быть предварительно определен из условий движения однородной жидкости в пласте мощностью h = h1 + h2.
Предыдущее решение легко обобщается на случай совместного течения двух жидкостей в однородно-анизотропном пласте проницаемостью kr по горизонтали (вдоль напластования) и проницаемостью kz по вертикали (перпендикулярно напластованию).
В этом случае при расчете дебитов по формулам вместо k1 и k2 должны быть подставлены горизонтальные составляющие проницаемости (kr)1 и (kr)2.
Различие  в проницаемостях kr и kz скажется только на величине приведенного радиуса гс, который в условиях однородно-анизотропного пласта будет иметь другое значение, нежели для однородно-изотропного.

4. Многофазные системы

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных  систем, нежели однофазных. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.
В смеси углеводородов каждый компонент  имеет собственные значения упругости  насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут  проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.
Изотермическое сжатие системы  будет приводить к конденсации  сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют  наклон (рис. 1, а). С появлением в системе  второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление – температура" (рис. 1, б).


Рис. 1. Диаграммы фазового состояния  бинарных систем: а. - зависимость "давление – удельный объём" для смеси  н-С5Н12 – н-С7Н16; б. – диаграмма "давление-температура" для смеси C2Н6 – н-С7Н16
 
Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.
Для многокомпонентных систем, в  силу их неидеальности, возможны существование  двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин. Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации. Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.
Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной  газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Го) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (Ко) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор - представляет собой отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству стабильного конденсата в м3. Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.
 Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле  при данных температурах и  давлениях, называются сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.

5. Водонефтяная смесь

Газожидкостная смесь УВ состоит  преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а  также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.
Нефти содержат от долей  процента до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ - меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород - наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.
По содержанию серы нефти делятся на:
      малосернистые (содержание серы не более 0,5 %);
      сернистые (0,5-2,0 %);
      высокосернистые (более 2,0 %).
Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1-40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
      малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
      смолистые (18-35 %);
      высокосмолистые (свыше 35 %).
Нефтяной парафин - это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов C17H36 35Н72 и церезинов С36Н74-C55H112. Температура плавления первых 27-71°С, вторых - 65-88°С.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
      малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;
      парафинистые - 1,5-6,0 % по массе
      высокопарафинистые - более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.
Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент  растворимости нефти в воде зависит  от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем хуже она растворяется в воде и тем меньше в ней растворено воды.
Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и  гетероатомных соединений, растворимость  воды в нефти растёт, и возрастает растворимость нефти в воде. Особенно этот эффект усиливается с возрастанием в нефти смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и других высоко-полярных соединений.
В зоне водонефтяного контакта за счёт взаимодействия воды и нефти  происходят изменения. Чёткой границы  вода-нефть не существует, так называемое, "зеркало" не образуется. На границе водонефтяного контакта (ВНК) происходит диспергирование одной фазы в другую. За счёт диспергирования воды в нефть и нефти в воду, т. е. диспергирования их друг в друга образуется так называемая "переходная зона", высота которой зависит от величины полярности нефти, содержания в ней смол, асфальтенов, нафтеновых кислот, гетероатомных и других высоко-полярных соединений.

6. Уравнение пьезопроводности

При разработке нефтегазовых месторождений часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском или остановкой  скважин, с изменением темпов отбора флюидов из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрации, дебитов скважин и т.д. Особенности данных процессов зависят от  упругих свойств пластов и жидкостей, т.е. основная форма пластовой энергии - энергия упругой деформации жидкостей и материала пласта.
Упругий режим характеризуется  двумя особенностями:
    неустановившимися процессами перераспределения давления в пласте;
    изменением  упругого запаса жидкости в пласте.
При упругом режиме движение возникает  в призабойной зоне в начале эксплуатации скважины за счет использования потенциальной  энергии упругой деформации пласта и жидкости и только через некоторое время оно распространяется на более отдалённые области.
При снижении пластового давления объём  сжатой жидкости увеличивается, а объём  порового пространства сокращается  за счет расширения материала пласта. Всё это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину.
В ряде случаев приток жидкости поддерживается за счет напора воды, поступающей извне. Такой режим называется упруговодонапорным.
Если залежи нефти ограничены либо зонами выклинивания, либо экранами, то режим называется замкнуто-упругим. В начальной стадии разработки такой залежи до тех пор, пока пластовое давление не снизилось ниже давления насыщения, имеет место замкнуто-упругий режим фильтрации.
Если вытеснение жидкости из пласта происходит не под действием преобладающего влияния упругости пласта и жидкости, то упруговодонапорный режим переходит  в жестко-водонапорный режим. При этом режиме влияние упругости пласта и жидкости на фильтрационный поток хотя и не прекращается, но заметно не проявляется.
Неустановившиеся процессы протекают  тем быстрее, чем больше коэффициент  проницаемости пласта k, и тем медленнее, чем больше вязкость жидкости m и коэффициенты объёмной упругости жидкости и пласта.
Важнейшими параметрами теории упругого режима являются коэффициенты объёмной упругости жидкости и пласта.
Коэффициент объёмной упругости  жидкости bж характеризует податливость жидкости изменению её объёма и показывает, на какую часть первоначального объёма изменяется объём жидкости при изменении давления на единицу

где tж - объём жидкости; знак минус указывает на то, что объём tж увеличивается  с уменьшением давления; bж нефти находится в пределах (7-30)10-10м2/н; bж воды находится в пределах (2,7-5)10-10м2/н.
Коэффициент объёмной упругости  пласта определяется по формуле

где tп - объём пласта; m - пористость; bС слабо и сильно сцементированных горных пород находится в пределах (0,3-2)10-10м2/н.
Большое значение в практике добычи нефти и подсчета её запасов имеет  величина упругого запаса выделенной области пласта, соответствующая  заданному падению давления. По Щелкачеву упругий запас - это количество жидкости, высвобождающейся в процессе отбора из некоторой области пласта при снижении пластового давления до заданной величины, если высвобождение происходит за счет объёмного расширения жидкости и уменьшения порового пространства пласта.
Обозначая упругий запас через Dtз , получаем по определению
Dtз = bжtDр + bсt0Dр,  
где t - объём жидкости, насыщающей элемент объёма пласта t0 при начальном давлении р0; Dр - изменение давления.
Так как t=  m0t0, то
Dtз=b*t0Dр.   
Здесь b*
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы



Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.