На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, 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 уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Лекции Подземная гидромеханика

Информация:

Тип работы: Лекции. Добавлен: 06.06.13. Сдан: 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


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


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