Сжимаемость нефтяных и природных газов.

Состояние газа при нормальных и стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м³;Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, Па×м³/(кмоль×град). При повышенном давлении газ сжимается. Для учёта этого взаимодействия в уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости z, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

Физический смысл z заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева - Клайперона для высоких давлений.

Зная z, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

Упругость – свойство ГП сохранять свою форму и объем при снятии нагрузки. Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта. Упругие свойства горных пород описываются законом Гука: где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды; β_п – коэффициент сжимаемости пор; m – коэффициент пористости.; Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о): где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении; Коэффициент объемной упругости пористой среды (β_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород: . Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 – 2·10^-10 [м²/н].

________________________________________________________________

Обводненность и водонасыщенность.

_ Обводненностью скважины называется относительное содержание воды в добываемой жидкости, обычно выраженное в процентах. Динамика обводнения нефтяных скважин обусловливается в основном характером обводнения нефтяных пластов. Как будет показано в последующих разделах, характер обводнения пластов-коллекторов весьма различен и зависит от свойств продуктивных пластов, начальных условий залегания нефти в пласте и системы разработки нефтяных месторождений. Но главное влияние на характер заводнения, а следовательно, и на динамику обводнения оказывает послойная и зональная неоднородность пластов. В первую очередь и интенсивно обводняются наиболее проницаемые прослои пласта, а слабопроницаемые слои заводняются очень медленно. Неравномерное обводнение пластов по их мощности и простиранию усиливается при высоком соотношении вязкости нефти и воды. [3] _ Производительность иобводненность скважин являются вторыми по важности показателями, определяющими величину прямых затрат на добычу. Самая высокая производительность у Ко - миТЭКа и Сибнефти, у них же самая низкая обводненность. Показатели ЛУКойла средние по этим позициям. У Сургутнефтегаза эти показатели малопривлекательны. [6]

Действительно, обводненность скважины зависит от обводненности элемента, в котором эта скважина расположена. Если вода проникла через границу ячейки, а значение водонасыщенности принято средним для ячейки при численном решении, то считается, что вода проникла во всю ячейку, а следовательно, и в скважину. Отсюда следует более ранний прорыв ее в скважину при численном решении. Затем в зависимости от обводненности ячейки добавочное сопротивление меняется, вследствие чего имеем иную картину изменения дебита жидкости по сравнению с эталоном при прорыве воды в скважину. При аппроксимации исходной области прямоугольной ( квадратной) сеткой получаемое решение близко к точному в точках, далеких от скважин. Однако время подхода фронта к скважине, форма языка, динамика обводнения скважины не могут быть достаточно точно определены с помощью равномерной прямоугольной сетки. [7]

Эксплуатация приобводненности скважин более 98 % может допускаться лишь в отдельных случаях, при сочетании благоприятных геологических и организационных условий, делающих продолжение их работы экономически целесообразным. [8]

_____ Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Qmax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Qn. В первой из них от gmax до ( ф на условном контуре вытеснения плавно понижается водонасыщенность по направлению к нефтена-сыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонеф-тяной смеси, в которой происходит постепенное вымывание нефти. Второй участок от ( Эф до Qn ( область / /) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от области / вымывания нефти к области / / / движения чистой нефти. При постоянной скорости вытеснения длина этой области остается приблизительно постоянной, поэтому ее принято называть стабилизированной зоной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров. [2]

_________________________________________________________

Проницаемость. Виды проницаемости.

__Проницаемость ГП– фильтрационный параметр характеризующий способность ГП пропускать сквозь себя флюиды при создании перепада давления. Физический смысл k_прон: площадь поперечного сечения сообщающихся пустот, по которым идет процесс фильтрации флюида при соотв. перепаде давления. Для фильтрационной характеристики коллекторов принято 3 коэф. проницаемости:

1)коэффициент абсолютной проницаемости- (физическая проницаемость) – это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы (газ, жидкость): 1.Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. 2.Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

2) коэффициент фазовой проницаемости –(эффективная проницаемость) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода). При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

3) коэффициент относительной проницаемости -отношение фазовой проницаемости к абсолютной; она зависит от фазовой насыщенности (S); фазовая насыщенность – отношение объема пор, занятых данной фазой к общему объему пор. Зависимость отражена в графиках – это графики зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности порового пространства для несцементированных песков.

S_вв-вода в пласте есть, но она неподвижна

S_вд-вода находится в связанном виде

А-начин.движ. нефти и воды в пласте

С-точка равных проницаемостей

Д-нулевая относительная проницаемость

В-фильтрация н. max