Гидродинамические параметры пластов и скважин Коэффициентом

Гидродинамические параметры пластов и скважин

Коэффициентом пористости Образец породы, способный содержать в себе флюиды в основном состоит из минералов, а нефтью или газом занята только лишь незначительная доля пространства между зернами породы. Отношение объема этих пустот к объему, занимаемому образцом, называют. Соединенные между собой пустоты описываются коэффициентом открытой пористости. Пористость грунта измеряют в долях или процентах. Диапазон изменения пористости пород-коллекторов от 3% до 50%.

Гранулометрический составом породы Из каких минералов состоит порода, какую форму и размер имеют эти минералы, как они расположены по отношению друг к другу

Проницаемость Способность породы пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давления. Взаимосвязь между расходом жидкости и параметрами пористого образца в зависимости от перепада давления определяется коэффициентом проницаемости Проницаемость измеряется в [м²] или [мкм²]. Породы-коллектора обычно имеют проницаемость в пределах 0. 02… 0. 50 мкм².

Фазовая проницаемость – проницаемость породы для некоторого флюида при двухфазной фильтрации в породе. При одновременном движении в пласте нефти и воды, до определенного содержания в потоке воды, будет перемещаться только нефть (левая зона), потом будет происходить совместная фильтрация (середина), после чего нефть двигаться перестанет, а будет фильтровать только вода (правая зона).

Насыщенность Различные участки пласта могут содержать нефть, воду и газ одновременно. Отношение объема каждого из насыщающих флюидов к объему пустотного пространства называется коэффициентом насыщенности этого флюида.

Продуктивные пласты обладают тем или иным естественным запасом энергии', благодаря которой жидкости и газы могут продвигаться по ним, подниматься по стволу скважин на определенную высоту или непосредственно на поверхность. Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, величиной давления, под которым находятся в нем жидкости и газы, и частично температурой. Чем выше давление и температура, тем больше этот запас. При вскрытии продуктивного пласта скважиной, предназначенной для извлечения нефти или газа на поверхность и создании в месте вскрытия (на забое скважины) давления, меньшего, чем в окружающих точках пласта, жидкость или газ под действием возникшего перепада начнет притекать в скважину. Интенсивность притока и его продолжительность зависят: -от величины снижения давления на забое скважины по сравнению с начальным пластовым, -от запаса пластовой энергии и от сопротивлений, которые пористая среда пласта создает на пути движения жидкостей и газа. Эти сопротивления определяются: -вязкостью жидкости или газа (чем больше вязкость, тем больше сопротивление), -проницаемостью пласта (чем больше проницаемость, тем меньше сопротивление) и -мощностью пласта (с увеличением мощности сопротивление уменьшается).

Пластовое давление Вес залегающих над нефтегазоносным пластом пород (горное давление) воспринимается каркасом пласта-коллектора. Пластовым давлением называется давление насыщающих его жидкостей (давление, под которым находятся жидкости и газы в продуктивных пластах). Нормальное пластовое давление определяется гидростатическим напором законтурных вод, обычно имеющих гидродинамическую связь с поверхностью

Если пласт-коллектор вскрыть колодцем (скважиной), то содержащаяся в нем вода будет поступать в колодец (скважину). При этом возможны два случая: 1) вода будет переливать через устье колодца; 2) уровень воды, поднявшись на некоторую высоту, установится на высоте Нст от середины пласта (эту высоту называют статическим уровнем). Во втором случае давление воды в пласте уравновешивается давлением столба воды в колодце, которое прямо пропорционально высоте столба Нст удельному весу воды γв Р = СНстγ. Здесь Р—давление; С — коэффициент пропорциональности, величина которого зависит от выбора размерностей величин р, Нст и γ. Если Нст измерять в метрах, Р — в кгс/см 2, а γ — в тс/м 3, кгс/дм 3 или гс/см 3, то С=1/10 и можно записать: Р=Нстγ/10 В точке О' (и на всей горизонтальной плоскости, к которой она принадлежит) пластовое давление Р=Н' стγ/10 больше чем в точке О (поскольку Н'ст >Нст). Разница давлений составит: Р-Р'= ΔР= (Нстγ/10)- (Н' стγ/10)= h γ/10 где h= Н' —Hст. Отсюда: Р'= Р+ h γ/10 Если бы точка О' находилась выше точки О, то в формуле, очевидно, следовало перед членом поставить знак минус ' Р'= Р- h γ/10. Эти формулы позволяют рассчитать давление в любой точке пласта по известному давлению в другой точке и расстоянию по вертикали между ними.

Приведенным давлением Формулу Р'= Р+ h γ/10 используют для определения величины приведенного пластового давления. Приведенным давлением называется давление жидкости (или газа) в точках, расположенных на какой-либо заранее выбранной горизонтальной плоскости, например плоскости ВНК. Эта плоскость называется плоскостью приведения.

Начальное пластовое давлением Величину давления в продуктивном пласте до начала его разработки. Эта величина определяется для каждой залежи. Величина начального давления подавляющего большинства пластов зависит от их глубины и приближенно может быть определена по формуле: Рнач=L/10 L — глубина точки пласта, в которой определяется давление, в м; Рнач — начальное пластовое давление в кгс/см 2. Это соотношение можно использовать лишь для ориентировочной оценки пластового давления. На практике же его необходимо измерять непосредственно с высокой точностью. Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство или, другими словами, пласты, давление в которых приближенно равно гидростатическому, называют пластами с нормальным давлением. Такие пласты так или иначе связаны с поверхностью земли. Места их выходов на дневную поверхность называют областями питания, так как именно здесь в них попадают поверхностные воды. Существуют пласты и с аномальным (обычно превышающим гидростатическое) давлением. Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего залегают в складчатых районах.

При работе добывающей скважины уровень в ней понижается, в результате чего давление на забое становится ниже пластового давления. Возникает разность давлений (депрессия) под действием которой жидкость движется в направлении добывающей скважины. Движение жидкости к добывающей скважине имеет плоскорадиальный характер и подчиняется закону Дарси – закону движения однородной жидкости в пористой среде.

Формула Дюпюи -формула притока жидкости к центрально расположенной скважине при плоскорадиальном движении Зависимость дебита скважины от забойного давления называется индикаторной линией скважины. Индикаторная линия скважины В области благоприятной эксплуатации в пласте не происходит никаких изменений. В области допустимой эксплуатации при падении давления вблизи скважины ниже давления насыщения начинается двухфазная фильтрация из-за выделения из нефти растворенного газа. Эти изменения обратимы. При достижении некоторого критического забойного давления в пласте происходят необратимые изменения, что приводит к необратимому снижению дебита скважины.

Увеличение проницаемости призабойной зоны или снижение вязкости нефти в этой области приведет к увеличению притока жидкости в скважину при сохранении допустимой депрессии.

Геотермической ступенью называют вертикальное расстояние (в метрах) между двумя точками, расположенными ниже границы пояса постоянных температур, на котором температура возрастает на 1°С. Геотермическим градиентом называют величину изменения температуры в недрах с изменением глубины по вертикали на 100 м. Геотермический градиент Г и геотермическая ступень связаны следующим соотношением: Г = 100/G°С 100 м. Так, если геотермическая ступень G= 25 м/°С, то геотермический градиент Г =100/25 = 4° С/100 м.

Параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: -продуктивность скважин, -гидропроводность пласта, -пьезопроводность пласта, -коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Коэффициентом продуктивности ; Анализ переменных, входящих в уравнение Дюпюи, позволяет выделить те из них, которые для конкретной ; скважины, расположенной в конкретном месте пласта, являются постоянными (выделенные цветом). ; Этот комплекс переменных называется коэффициентом продуктивности скважины, и уравнение притока принимает очень простой вид: При поддержании пластового давления (например, заводнением) дебит скважины долгое время остается постоянным. Увеличить дебит скважины можно только лишь за счет снижения забойного давления в скважине. Коэффициент продуктивности добывающей скважины К – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу. Данный коэффициент показывает, сколько нефти (жидкости) в сутки добывается из скважины при снижении на ее забое давления на 0, 1 МПа (1 Размерности ат). Отношение же расхода жидкости к перепаду давления называется – коэффициентом приемистости нагнетательной скважины:

При линейной зависимости между дебитом (расходом) и депрессией коэффициент продуктивности (приемистости) является постоянной величиной и численно равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессии. Это соотношение показывает, что если при незначительном увеличении депрессии дебит скважины значительно возрастает, то скважина имеет высокий коэффициент продуктивности, и наоборот

Коэффициент гидропроводности пласта ; К и связаны между собой Подвижность жидкости в пласте k/ Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти) Коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды –характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации. [k]=м 2 , мкм 2, Д, м. Д. 1 Д=1000 м. Д=1, 02 мкм 2=1, 02 10 -12 м 2. Способы определения коэффициента проницаемости k: • Гидродинамический- Лабораторный Геофизический позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласт (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный чем лабораторный.

Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима [ ]= , где и - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта; - коэффициент упругоемкости пласта; m – эффективная пористость, доли единицы. Гидродинамическое совершенство скважины характеризуется: а) приведенным радиусом скважины Приведенный радиус скважины – это радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина. rпр=rc е-с, где с=с1+с2 б) коэффициентом совершенства

Источники информации о параметрах пласта и их использовании Комплекс ГИС, ГДИС и ГХИ являются источником получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).