 |
Определение пористости пород коллекторов
|
|
|
|
СБОРНИК ЗАДАЧ ПО ФИЗИКЕ ПЛАСТА
Практикум для студентов направления «Прикладная геология»
и направления «Нефтегазовое дело» заочной формы обучения
Составители А.Т. Росляк, Т.Г. Бжицких, Н.Э. Пулькина
Издательство
Томского политехнического университета
УДК 622.276.031:53(076)
ББК 33.361:22я73
С23
С23 Сборник задач по физике пласта: практикум по дисциплине «Физика пласта» для студентов направления «Прикладная геология» и направления «Нефтегазовое дело» заочной формы обучения / сост. А.Т. Росляк, Т.Г. Бжицких, Н.Э. Пулькина – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. – 94 с.
УДК 622.276.031:53(076)
ББК 33.361:22я73
Практикум рассмотрен и рекомендован
к изданию методическим семинаром кафедры
ГРНМ ИГНД 02 октября 2008 г., протокол №12.
Зав. кафедрой ГРНМ
канд. физ.-мат. наук
доцент ____________ Б.Б. Квеско
Зам. начальника учебного отдела
по заочному обучению ИГНД ____________ О.В. Маргулис
Председатель
учебно-методической комиссии ____________ Л.В. Шишмина
Рецензент
Кандидат технических наук,
доцент кафедры ТХНГ ИГНД ТПУ
В.Г. Крец
© ГОУ ВПО «Томский политехнический
университет», 2009
© Росляк А.Т., Бжицких Т.Г.,
Пулькина Н.Э., 2009
© Оформление. Издательство Томского
политехнического университета, 2009
СОДЕРЖАНИЕ
| Введение………………………………………………………………… | |
| 1. Определение пористости пород коллекторов……….…………... | |
| 1.1. Типовая задача………………………………………….…….. | |
| 1.2. Задания для самостоятельной работы………………………. | |
| 2. Расчет проницаемости неоднородного пласта…………………… | |
| 2.1. Расчет средней проницаемости пласта при горизонтально- линейной фильтрации для изолированных зон……….……. | |
| 2.1.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 2.1.2. Задания для самостоятельной работы……………….. | |
| 2.2. Расчет средней проницаемости пласта при линейной фильтрации для изолированных зон………………………… | |
| 2.2.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 2.2.2. Задания для самостоятельной работы………………… | |
| 2.3. Расчет средней проницаемости пласта при радиальной фильтрации для изолированных зон………………………… | |
| 2.3.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 2.3.2. Задания для самостоятельной работы………………… | |
| 3. Расчет дебита фильтрующейся жидкости для различных видов пористости ……………………………………………………….… | |
| 3.1. Оценка дебита жидкости при линейном режиме равномерной фильтрации……………………………………. | |
| 3.1.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 3.2. Оценка дебита жидкости при неравномерно-проницаемой фильтрации…………………………………………………..…. | |
| 3.2.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 3.3. Оценка дебита жидкости при наличии трещиноватой фильтрации…………………………………………………….. | |
| 3.3.1. Типовая задача…………………………………………. | |
| 3.4. Задания для самостоятельной работы……………………….. | |
| 4. Состояние нефтяных газов в пластовых условиях……………… | |
| 4.1. Типовая задача……………………………………………….… | |
| 4.2. Задания для самостоятельной работы………………………. | |
| 5. Растворимость углеводородных газов…………………………… | |
| 5.1. Типовая задача………………………………….……………… | |
| 5.2. Задания для самостоятельной работы………………………. | |
| 6. Фазовое состояние углеводородных систем………….….……… | |
| 6.1. Расчет состояния равновесной газовой фазы……….……….. | |
| 6.1.1. Типовая задача………………………………….………. | |
| 6.1.2. Задания для самостоятельной работы……..………….. | |
| 6.2. Расчет состояния равновесной жидкой фазы…………………. | |
| 6.2.1. Типовая задача……………………………………………. | |
| 6.2.2. Задания для самостоятельной работы…………………... | |
| 6.3. Расчет равновесных смесей c использованием констант фазовых равновесий…………………………………………….. | |
| 6.3.1. Типовая задача……………………………………………. | |
| 6.3.2. Задания для самостоятельной работы………………… | |
| 7. Свойства нефти в пластовых условиях…………………………….. | |
| 7.1. Расчет параметров пластовых нефтей…………………………. | |
| 7.1.1. Типовая задача……………………………………………. | |
| 7.1.2. Задания для самостоятельной работы…………………... | |
| 7.2. Сжимаемость нефтей…………………………………………… | |
| 7.2.1. Типовая задача……………………………………………. | |
| 7.2.2. Задания для самостоятельной работы…………………... | |
| Список литературы………………………………………………….. |
|
|
|
|
|
|
ВВЕДЕНИЕ
Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.
По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике – в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.
Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, ее физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.
|
|
|
Основной целью практикума является изучение основных физических свойств коллекторов нефти и газа, свойств нефти и газа в пластовых условиях, фазовых состояний углеводородных систем, обучение студентов методам расчета основных свойств коллекторов и насыщающих их флюидов.
Практикум предназначен для студентов, обучающихся по направлению «Прикладная геология» и направлению «Нефтегазовое дело» заочной формы обучения.
Определение пористости пород коллекторов
Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.
Коэффициентом пористости (m) называется отношение суммарного объема пор в образце (Vn) к видимому объему этого же образца (V0)
. (1.1)
Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объему образца.
Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и изучения процессов фильтрации в пористой среде.
Различают пористость породы следующих видов:
1 ) общая (абсолютная, физическая или полная) пористость включает объем всех пор в образце, т.е. связанные между собой (сообщающиеся) и не связанные (изолированные) поры. Общая пористость определяется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен;
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;
3) динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитывается 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.
|
|
|
Типовая задача
Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1.1 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).
Дано:
Таблица 1.1
| Наименование | Значение |
| 1. Вес сухого образца на воздухе Рс, г | 26,8 |
| 2. Вес на воздухе образца, насыщенного керосином Рк, г | 28,1 |
| 3. Вес в керосине образца, насыщенного керосином Рк.к, г | 20,7 |
| 4. Плотность керосинаrк, кг/м3 |
Найти: mo
Решение:
1) Определить объем открытых взаимосвязанных пор:
, (1.2)
.
2)Определить объем образца исследуемой породы:
, (1.3)
.
3) Определить коэффициент открытой пористости:
, (1.4)
или 17,6%.
|
|
|
