4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕ-, ВОДб-
ИГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОДЫ
"Объемы содержащееся в образцаэс-породьь-воды и нефти опре,- / делаются в лабораторных условиях при помощи аппарата Закса. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности (в долях единицы) по следующим формулам:
коэффициент нефтенасыщенности
SH= VBpJmG\ |
(1.6) |
коэффициент водонасыщенности |
|
5 В = VDpJmG\ |
(1.7) |
коэффициент газонасыщенности |
|
5 Г = 1 — (SltbH-|- SBbB). |
(1.8) |
В этих формулах FH, VB — соответственно объемы |
содержа |
щейся в образце нефти и воды, см3; рп — плотнбсть породы, г/см3; т — коэффициент пористости, доли единицы; G — масса жидкости, содержащейся в образце, г; Ью Ьв — объемные коэффициенты соответственно нефти и воды, доли единицы.
Задача 4. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газона сыщенности породы, в образце которой содержится нефти Кн = = 4,44 см3, воды Ув = 4 см3; содержащаяся в образце масса жидкости G = 92 г; плотность породы рп = 2 г/см3; коэффициент пористости т = 0,25; объемные коэффициенты нефти и воды Ьн = = 1,2; Ьв = 1,03.
Необходимые коэффициенты определим, пользуясь формулами (1.6), (1.7) и (1.8):
SH= 4,44-2/0,25-92 = 0,386 или 38,6% ;
SB= 4- 2/0,2592 = 0,348 или 34,8% ;
5 r = 1 — (0,386-1,2 + 0,348-1,03) = 0,179 или 17,9% .
б. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
Задача 5. Определить коэффициент общей пористости образца породы т , если объем образца V0 = 2,42 см3, а объем зерен в об разце V3 = 2,02 см3.
Определим коэффициент пористости, пользуясь соотношением т = (У0 — У3)/У0 = ^ 4 2 - 2,02)/2,42 = 0,165 или 16,5%.
Задача 6. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха через образец. Длина образца
/ = |
2,8 см, площадь его поперечного сечения F = 5,1 см2. Давле |
||
ние перед и за образцом соответственно |
= |
1,3-10б Па и р2 = |
|
= |
10б Па. Вязкость воздуха (в условиях опыта) |
| = 0,018 мПа-с; |
|
11
объем воздуха (при атмосферном давлении), прошедшего через
образец |
за |
время |
t = 180 |
с, Кв = |
3600 см8. |
|
Коэффициент абсолютной проницаемости k определяют по |
||||||
(Ьопмуде |
|
|
|
|
|
|
|
|
2р / р 2У У 10- |
, |
|
(1.9) |
|
|
|
FL( P \ - P l ) t |
’ |
|
||
|
|
|
|
|||
Подставив в формулу (1.9) значения величин, данных в усло |
||||||
вии |
задачи, |
получим |
|
|
||
k |
= |
2-0,018-10—3* 2,8 •10б |
3600-10"4 |
= 0,573-10 -12 М“ |
||
|
|
|
5,1 (1.32— 1) 1010180 |
|
||
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОДЫ
Задача 7 Определить удельную поверхность слабосцементированного песчаника с проницаемостью k *»- 2,5-10_1а ма и пори стостью т — 0,25.
Приближенно удельная поверхность 5 уд определяется расчет ным путем в зависимости от к и т по формуле
5 уд = cm |/ |
(1.10) |
где с — коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка, с -- 0,353.
Следовательно, по формуле (1.10)
5 уд = 0 ,3 5 3 -0 ,2 5 / б ^ 5 7 2 > Т 0 ГЙ= 27 800 м2/м8.
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОРОД
Задача 8. Определить коэффициент неоднородности и эффек тивный диаметр песка по результатам анализа механического состава породы, которые представлены в табл. 1.2.
Показатели
Вес фракций, % от общего веса
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
1.2 |
|
|
Механический состав |
породы |
|
|
|
|
||
|
|
|
Размеры фракций, |
мм |
|
|
||
|
—0,590,42 |
Ситовый анализ |
| |
Седиментационный анализ |
<0,005 |
||||
|
—0,420,297 |
0,297—0,21 |
—0,1490,21 |
о |
0,074— 0,05 |
о |
—0,010.005 |
||
|
|
|
|
О |
|
о |
|
|
|
|
|
|
О |
|
о |
|
|
|
|
|
|
о1 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
\Л |
|
|
|
|
|
|
|
|
О |
|
|
— |
2,7 |
4,5 |
6,5 |
70,8 |
10,4 |
1.5 |
2,0 |
1,6 |
2
На основании данных табл. 1.2 строим кривую суммарного состава зерен породы по размерам. Для этого по оси абсцисс откладываем логарифмы диаметров частиц, а по оси ординат — весовые проценты фракций, проходящих через сито (рис. 1.4). На рисунке точка 1 соответствует размеру сита, на котором задер живается 10% крупных фракций, а 90% более мелких фракций проходит через сито. Для данного песка d90 = 0,17 мм. По этому диаметру можно ориентировочно определить размер щелей филь тра, служащего для ограниче ния количества песка, поступа ющего из пласта в скважину.
Точка 2 соответствует размеру сита, на котором задерживается 40% крупных фракций, а 60% более мелких фракций прохо дит через сито. Она исполь зуется для определения коэф фициента неоднородности песка, который равен
К |
= d j d 10= 0,07/0,06 = |
0,001 |
0,03 0,06 0,1 0,2 OMgd |
|
= |
1,17. |
|||
|
|
|||
Коэффициент К для место- |
£ “с' Л |
^ ,,ваЯ суммарного “ става |
||
рождений СССР колеблется |
р |
р |
||
в пределах от 1,1 до 20.
Точка 3 соответствует размеру сита, на котором задержи вается 90% крупных фракций и через сито проходит лишь 10% более мелких фракций. Она определяет эффективный диаметр песка. Для данного песка, как видно из графика (см. рис. 1.4), он равен d10 = 0,06 мм (по Хазену).
II.ВОПРОСЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
ИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1. ПРИВЕДЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ К ЗАДАННОЙ
плоскости
Задача 9. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режи мом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (пер воначальному водонефтяному контакту или уровню моря).
Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В пер
вой скважине текущее пластовое давление р'пл = |
30 |
МПа, |
этаж |
|||||||||
нефтеносности, считая от плоскости |
первоначального водонефтя |
|||||||||||
/ |
2 |
3 |
ного |
контакта |
до |
забоя, |
||||||
h{ = |
150 |
м; |
во |
второй |
||||||||
|
|
|
||||||||||
|
|
|
скважине |
пластовое |
да |
|||||||
|
|
|
вление |
р'пл = |
28 |
МПа |
и |
|||||
|
|
|
этаж |
нефтеносности hu = |
||||||||
|
|
|
= |
200 |
м; |
в третьей |
сква |
|||||
|
|
|
жине соответственно р"' |
= |
||||||||
|
|
|
= |
26 МПа и h m = |
250 м. |
|||||||
|
|
|
Плотность |
нефти |
в |
пла |
||||||
|
|
|
стовых |
условиях |
|
р = |
||||||
|
|
|
= |
800 |
кг/м3. |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Так |
как |
забои |
всех |
|||||
|
|
|
скважин |
находятся |
|
на |
||||||
|
|
|
структуре |
выше водонеф |
||||||||
|
|
|
тяного |
контакта, |
то |
для |
||||||
Рис. I I .1. Схема приведения |
пластового дав |
получения |
приведенного |
|||||||||
пластового давления |
надо |
|||||||||||
ления к водонефтяному контуру |
|
к |
текущему |
пластовому |
||||||||
|
|
|
||||||||||
|
|
|
давлению |
прибавить |
да |
|||||||
вление столба нефти, соответствующего этажу нефтеносности (рис. I I . 1).
Приведенные пластовые давления равны: |
|
|
|||
для первой |
скважины |
|
|
|
|
р'пр = |
р пл' |
pg/ij = 3 0 -106 + |
800-9,81 •150 = |
31,2- 10е |
Па; |
для второй скважины |
|
|
|
||
Рпр = |
Рпл + |
pghn = 28• 106 + |
800- 9,81 •200 = |
29,6• 10е |
Па; |
для третьей скважины
рпр = рпл 4 -. pghui = 26 •106 4- 800 - 9,81 •250 = 28 •106 Па.
14
Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача 10. Определить дебит эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма которой в расчетах схематизируется
кольцом. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Радиус приведенного контура питания R0 = |
4490 м; |
радиусы |
|||||||||
эксплуатационных |
рядов: |
= 2260 |
м, |
R3 = |
1870 |
м, R3 = |
|||||
= 1550 м. Число скважин в |
рядах: % = 33, /г2 = 22, |
п3 — 9; |
|||||||||
радиус скважины |
гс = |
0,1 м; |
мощность пласта h = 6 м; прони |
||||||||
цаемость |
£ = 0,9-10“12 |
м2; вязкость |
нефти |
р.н = 4,5 |
мПа-с; |
||||||
давление |
на |
контуре области |
питания |
рк = |
14 |
МПа; |
|
забойное |
|||
давление в скважинах рзаб = 7 МПа. |
|
qt |
|
|
|
|
|||||
Дебиты |
эксплуатационных |
скважин |
найдем, |
пользуясь |
|||||||
следующей системой уравнений, составленной для трех рядов скважин:
Чз 1п " э?3 |п ~ 1п = 0; (П Л )
1п ~£гГ + |
|
+ |
Пз?з) 1п~ 5 Г - |
? lln "w 7 = |
0; |
(1L2) |
|||||
?i In + 7 + |
(«ifi + |
ЩЯг + М>) 1 п + - = |
|
|
- б)- • (Н.З) |
||||||
Из |
уравнения |
(II. 1) |
находим |
|
|
|
|
|
|||
|
^3 |
Л_ п 1а |
|
|
' |
1550 |
+ 91g |
1870 |
|
||
Яг = |
lg п3гс |
+ п3lg |
Rя |
Яз = |
lg |
9-0,1 |
1550 |
Яз — 1)36^3. |
|||
|
|
|
R* |
|
|
|
|
1870 |
|
|
|
|
lg n2rc |
|
|
|
lg |
22-0,1 |
|
|
|||
Из |
уравнения |
(П.2) аналогично находим |
|
|
|||||||
|
1.36 lg |
1870 |
|
|
|
2260 |
|
|
|
||
|
22- 0,1 |
(22-1,36 + |
9) lg 1870 |
Яз — |
2,53<7з. |
||||||
Я1 = |
|
|
2260 |
|
|
|
|||||
|
|
|
lg 33-0,1 |
|
|
|
|
|
|
||
Из уравнения (П.З) с учетом найденных соотношений имеем
2,53?„2,3 lg |
33-0,1 |
+ (33.2,53 + 22-1,36 + 9 )q,2 ,3 lg |
4490 |
|
|
2260 |
|
2 -3 ,1 4 -0 ,9 -10-12-6-( 14 — 7) -10в-86 400 |
|
||
|
4 ,5 -10"3 |
|
|
или 113,83^з = 45,6-102 м3/сут, откуда q3 = 40,1 м3/сут. Следова тельно, q2 = 54,5 м3/сут; qx = 103 м3/сут.
15
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Задача И . Определить продолжительность разработки круго вой залежи нефти при следующих данных: радиус начального контура нефтеносности RH— 3000 м; радиусы эксплуатационных
рядов: Rx = 2400 м, |
R2 — 2000 м, |
Rs = |
1600 м. В центре пласта |
||
помещена одна скважина с |
радиусом |
гс = 0,01 м. |
Расстояние |
||
между скважинами |
в рядах |
2сг= |
300 |
м, мощность |
пласта h = |
= 10 м, пористость пласта т = 12%. Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q = 50 м3/сут. Все ряды работают одновременно.
Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки
залежи, |
|
|
|
Vi = |
я (Rl — Rl) hm — 3,14 (З2 — 2,42) •106- 10-0,12 = |
||
= 12,2 -10е м3; |
|
|
|
Уч = |
я (Ri — Rl) hm = |
|
|
= 3 ,1 4 (2,4а — 22)- 10е- 1 0 -0 ,1 2 = |
6,3410е |
м3; |
|
Кз = |
я ( ^ 2 — Rl) hm = |
|
|
= 3,14 (22 — 1,62)- 10е- 10-0,12 = |
5,,4210е |
м3; |
|
V\ = |
я (Rl — rl).hm = |
|
|
= 3,14(1,6а - 0,012)- 10е- 10-0,12 = 9,6- 10е м3.
Число скважин в каждом ряду
пу= 2nRx!2a = 2-3,14- 2400/300 = 50;
пг = 2nR2/2o = 2-3,14- 2000/300 = 42;
п3= 2nRB/2a = 2-3,14-1600/300 = 33.
Суммарный дебит ряда
Qi = qnx= 50 •50 = 2500 м3/сут;
Q2= qn2= 5042 = 2100 м3/сут;
Q3 = qn3 = 50 •33 = 1650 м3/сут.
Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки: первый этап
Qpi = q(nx+ п2+ ns + 1) = 50(50 + 42 + 33 + 1) = 6300 м3/сут;
второй этап
QP%= Я(«а + п9+ 1) = 50 (42 + 33 + 1) = 3800 м3/сут;
третий этап
QPs = q (n* + 1) = 50 (33 + 1) - 1785 м3/сут.
16