Проницаемость горных пород.

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра Нефтегазовое дело

 

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

 

К контрольной работе по дисциплине: «ПГМ»

для студентов специальности:

090600 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

090800 – «Бурение нефтяных и газовых скважин»

090700 – «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

(очной, очно-сокращенной, заочной, заочно-сокращенной формы обучения)

 

 

СУРГУТ 2008
1. Пластовое давление

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

P_пл= L/ 100, (1.1 )

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближённо соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превы­шающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхно­стью и чаще всего встречаются в складчатых: районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

P_плн= L ρ_ж g P_y (1.2)

Здесь ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

P_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (р_у = 0), то пластовое давление

P_пл,= Нρ_ж g.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

 

 

Расчёт приведенного пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плос­кости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1. – К примеру расчета приведенных давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пла­стовым давлением. Его определяют по формуле:

где р - измеренное пластовое давление в скважине. Па;

DH - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена вы­ше плоскости приведения, знак минус, — когда эта точка находится ниже плоско­сти приведения.

 

Задача 1. Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий (табл. 1)

Решение. 1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

h_H = L_c- h_cm

Таблица 1

Наименование параметра	Значение параметра, Варианты заданий
Глубина скважины L c, м
Статический уровень hст., м
Плотность дегазированной нефти рн.д. кг/м3
Плотность пластовой нефти рн.п., кг/м3

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насыщения.

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

ρ_н= (ρ_н.п. + ρ_н.д.)/ 2

3) Пластовое давление будет равно:

р_пл.=h_н. ρ_н g

 

2. Пористость.

Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.

Коэффициентом пористости (т) называется отношение объёма пор образца (V_n) к видимому объёму этого же образца (V₀)'.

Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде.

Различают пористость породы следующих видов.

1) Общая (абсолютная, физическая или полная) пористость, которая определяется разностью между объемом образца и объёмом составляющих его зёрен, т.е. включающая связанные и не связанные между собой поры. Определение коэффициента обшей пористости сопряжено с обязательным дроблением образца породы до составляющих его зёрен.

2) Открытая пористость или пористость насыщения, включающая все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно, в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом при -760 мм рт.ст.

3) Динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитываются при этом объем суб­капиллярных пор (диаметром менее -0,0002 мм) и пор, где жидкость удерживает­ся молекулярно- поверхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от пе­репада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.

Задача.2 Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным приведенным в табл.2 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).

Решение. 1) Определяем объем открытых взаимосвязанных пор:

2)Определяем объём образца исследуемой породы:

3) Определяем коэффициент открытой пористости:

 

ТAБЛИЦА 2

Наименование параметра	Значение параметре, Варианты заданий
Вес сухого образца на воздухе Рс г	27,4	19,3	25,3	23,3		18,5	18,7	20,1	18,0	21,6
Вес на воздухе образца, насыщенного керосином Рк г	29,2	20,7	27,7	25,3	22,4	22,1	24,2	24,4	22,9	23,7
Вес в керосине образца, насыщенного керосином Р к.к.г	14,7	11,4	12,3	11,9	16,7	15,8	17,6	16,9	15,9	17,4
Плотность керосина р к кг/м'

 

Проницаемость горных пород.

Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.

Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы:

пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

n= Q / F= (k / m) (DР / L), (3.1)

где v - скорость линейной фильтрации, м/ с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/ с;

F - площадь фильтрации, м²;

m - динамическая вязкость жидкости, Па- с;

DР - перепад давления, Па;

k - коэффициент проницаемости, м².

Тогда из формулы (3.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запи­шется в виде:

К=(QmL)/(DРF) (3.2)

12Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: