65. Класс-я трещ-х пород. Особ-ти раз-ки пластов с трещин-ми породами.

Существуют след-е виды трещ-х пород (по виду структур и пустот):

1) Пористо-трещиноватые породы, V_пор>V_тр, К_пор>К_тр, Основные запасы нефти приурочены к матрице (порам) и фильтр-я в основном происх по поровым каналам.

2) Трещиновато-пористые; V_пор>V_тр, К_пор<К_тр, Запасы сосредоточены в порах но фильтр-я будет происх по трещинам.

3) Трещиновато-кавернозн-пористые; V_пор≈V_кав≈V_тр, К_тр>>К_пор+К_кав,

4) Трещиновато-кавернозные; V_пор<V_тр, К_пор>>К_кав, фильтр-я происх-т в основном по трещинам и запасы сосредоточены тоже в трещинах.

5) Чисто трещиноватыеV_пор=0, V_кав=0, К_пор=0, К_кав=0. запасы в трещ-х, фильтр-я по трещ-м.

6) Литологически-трещин-е. Верхние и нижние пропластки сложены непрониц-ми породами, по середине прониц-е. К₁<<К₂ >>К₃

К особенностям раз-ки трещ-х пород относ-ся:

1) Наличие перетоков нефти из пористой матрицы в трещины и наоборот (за счет градиентов давл-я между матрицей и трещиной, так и за счет капиллярных сил);

2) Высокая завис-ти прониц-ти трещин-х пород от Р (при уменьшении Рпл уменьш прон-ть- это дополнит-е гидравл сопротив-е);

3) Наличие инерционных сил за счет:

а) изменения площади фильтр-и (при уменьшении – возрастает скорость фильтрации)

б) из-за извилистости трещин.

4) Породы анизотропны (св-ва породы зависят от направления);

5) Изменчивость трещин-ти пород по залежи, трещин-сь ближе к своду и кровле увел-ся.

66. Опр-е показ-й раз-ки трещ-х пород по упрощ-м ф-лам без учета капил-го выт-я.

Методика расчета пок-лей раз-ки выбирается в зав-ти от типа трещин-й породы.

Если роль порового простр-ва невелика (≈0) в общем V пустот, то при расчете пок-лей раз-ки капиллярной пропиткой можно пренебречь и расчеты можно вести по формулам интерференции (метод Борисова), но с учетом изменчивости прон-ти и с учетом инерционных сил.

«Упрощ-е» ф-лы для опред-я показ-ля раз-ки залежи с трещ-ми породами (с учетом нагнет-го ряда):

- внутр сопрот-е в нагнет ряду

- внеш сопрот-е между нагнет и 1-м добыв рядом

- внутр сопрот-е в 1-м добыв ряду

к_о- началь прон-ть пласта

А_1,2,3- коэф-ты учит-е изменение прон-ти пласта

К- к-т учит-й инерционное сопрот-е. Опр-ся К с учетом дебито, перепадов Р в соотв-х зонах и структуры поровых каналов.

L_1,2,3- расст-е между нагнет рядом и 1-м рядом, 1-м и 2-м, 2-м и 3-м.

r_1,2,3- радиусы скв соответств рядов.

где Ро-началь Рпл

Р_н,1,2,3 – давл-я соответ-но на забоях нагнет ряда и 1,2,3 добыв-х рядов.

α- к-т изменения прон-ти в зав-ти от давл-я.

67. Особен-ти раз-ки трещ-х пород при зав-и с учетом капил-й пропитки. Ф-ла Скворцова – Авакяна.

Кусок пористой горной породы окружен со всех сторон трещиной. Скорость капил-го впитывания воды в блок . С точки зрения энергетич-го баланса можно считать. Что объемная скорость капилляр-го выт-я пропорц-на скорости сокращения пов-ти раздела Н-В.

, β – некотор-й к-т, t- время. Скворцов и Авакян для опр-я скорости капил-й пропитки предлож след-ю ф-лу.

;

к- прон-ть, σ- поверх-е натяж-е, θ- угол смачив-я породы водой, l – размеры граней куба, μ_н- вязкость нефти.

А=f(к_н, к_в, μ_н/μ_в, m, k^1/2/l³)

Единичный блок:

, знач-я к-та а найдем из след-х соображений

m – пористость, S_но- началь нефтен-ть, η^*- к-т нефтеотдачи при бесконеч промывке (η_выт).

, приравняем

Зная к-т a и исп-я ф-лу Скворца найдем скорость капилляр пропитки. Зная скорость пропитки и размеры матрицы можно найти время подхода воды к другому концу блока.

Система блоков:

Вытеснение нефти начинается с точки х=0, поэтому блоки наход-ся ближе ко входу в пласт будут насыщены больше, а более удаленные меньше.

Фронт пропитки перемещается со скоростью

. Пропитка какого то блока начин-ся в какой то момент времени λ<t и скорость v пропитки будем определять с этого момента. Пусть за некоторое время ∆λ в пропитку вступило опред-е кол-во блоков. Тогда расход воды входящие в эти блоки опред-ся как:

Интегрируя эту ф-лу при стремлении ∆λ к 0, мы будем иметь

Как правило q задан и описывается скорость продвижения фронта пропитки v_ф.

В конечном виде это ур-е будет иметь вид:

Зная скорость пропитки как и для единичного блока, можно вычислить фронта пропитки на любой момент времени.

момент когда x_ф(t)=L будет временем подхода воды к концу пласта.

t*- время безводной работы. Накопленная добыча за безводный период ;

68. Опр-е показ-й раз-ки при смеш-м режиме.

Такой режим проявл когда законтур часть залежи насыщена водой и работает на УВНР. Нефтенасыщ-я часть работает на режиме раствор-го газа. Рнефт залежи < Рнас.

Водоносная часть считается бесконечной. При этом считается, что Р на контуре нефтен-ти опред-ся также как и при УВНР.

Р на контуре питания скв-н Рк=Р=Рнас. Распред-е давл-я между скв-й и кон-ром пит-я считается установившемся в любой момент времени.

Одним из важней ших факторов определяющих весь процесс раз-ки на этом режиме явл-ся растворимость газа, кот опр-ся по закону Генри:

, α- к-т раствор-ти [м³/м³Па], V_гр- объем раствор газа, V_н- объем нефти в пласт усл-х.Р- абсол Рпл.

С учетом состояния реального газа для изотермического процесса мы можем записать след-е выр-е.

,

z – r-n сверхсжимаемости при давл-и Р.

Для массовой скорости фильтр-и свобод-го газа по обобщенному закону Дарси мы можем записать

-кол-во свобод газа поступ-го в скв.

Для раствор-го газа

- кол-во газа посту-го в скв вместе с нефтью.

Скорость фильтрации нефти

-кол-во нефти поступ-го в скв-ну.

Кол-во газа поступ-го в скв-ну или на пов-ть с 1 м³ или 1т нефти

- газовый фактор.

Поскольку распред-е давл-я в любой точке пласта между r_c и R_к, мы приняли установившемся то это дает нам право, что в любом сечении пласта в этом интервале т.е между r_c и R_к – суммарное кол-во газа остается постоянной.

Поставив получим

Из последнего Ур-я следует, что существ-т определ-я связь между Р и насыщенностью плата жидкой фазой (S_ж). В тоже время относит прон-ть для нефти тоже явл некотор-й ф-ей S_ж.

. Существ-т некая зав-ть между Р и фазовой прониц-тью по нефти:

и тогда Ур-е дебита скв-ны:

обозначим ∂Н и назовем ф-ей Христиановича

Проинтегр-в это выр-е получим

Мы получили Ур-е для расчета дебитов скв-н работающих в условиях режима расторен газа.

Для нахождения знач-я ф-ий Христиановича используем график в справочнике. Эти графики построены для различн к-тов растворим-ти.

,, ,

Р*,Н* - привед-е Р и прив-я ф-я Христиан-а

Сначала опред-м ξ→Р* и Н*→α→Н→q_н

При расчетах необх иметь графики зав-ти фазовых (относ-х) прониц-тей для газа и нефти в зав-ти от насыщенности пласта нефтью. Среднюю насыщен-ть пласта жидкой фазой т.е. нефтью можно вычислить с помощью метода материаль баланса.(зная кол-во отобранной нефти и газа можно вычислить кол-во оставшегося у/в).

69. Опр-е показ-й раз-ки при работе пласта на режиме раств-го газа.

Этот режим может наблюдаться,когда законтурных вод нет или же они не активны. При этом средн Рпл в нефтяной зоне меньше Рнас. И по мере сниж-я Р из нефти виде пузырьков выделяется ранее растворенный в нефти газ и под действием гравит-х сил поднимается вверх и при этом может образовать вторичную газовую шапку.

Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Но мы не будем учитывать вторичную газовую шапку.

Расчеты при режиме растворен газа ведутся с допущениями:

1) Залежь разбурена по равномерной сетке и расчеты ведутся для 1-й скв-ны. Если пар-ры скв сильно отлич-ся, их группируют и расчеты ведут для каждых групп.

2) Движ-е газа в пласте плоское и нет условии для сегрегации газа (разделения) и образования вторичной газовой шапки.

3) Запасырастворен-го газа распределены равномерно по всей залежи (или по элементу раз-ки)

4) Предполагается, что при сниж-е Р избыточное кол-во газа из нефти выделяется мгновенно.

5) Считается, что существует однозначная зав-ть между фазовыми прониц-тями для нефти и газа от насыщ-ти пласта жидкой фазой.

6) Будем считать, что течение газа от контура питания к скв-не квазистационарное т.е. установившееся в любой момент времени, но не установившееся между различными моментами времени.

Обозначим - сред насыщ-ть пласта жидкой фазой в зоне дренажа скв-ны.

S_ж- насыщ-ть пласта жидкой фазой в какой то точке пласта в какой то момент времени.

Надо найти q_н, q_г, Г,ρ_{н пл}, η.

Мгновенный дебит газа

С учетом как свободного, как и растворенного в нефти газа

Для нахождения плотности нефти в пласт-х условиях поступим след-м образом. Обозначим массы:

α- массовый к-т раствор-ти

V=V_н+V_г, При изменении давл-я на некотор величину ∆Р произойдет изменение массы газа.

,

где 1-е слагаемое – изменение массы газа за счет изм-я Р. 2-е за счет изм-я V нефти. 3-е за счет изм-я плотности газа из-за изм-я Р.

На основании Ур-я материаль баланса получим след-е ур-е газового фактора.

,

с учетом ого, что средняя насыщ-ть пласта жидкой фазой S_ж=V_н/V, где V- это объем порового простр-ва.

Считаем, что процесс изотермический, а также не учитываем сверхсжимаемость газа.

- плотность газа прямо пропорц-на Р.

тогда при ∆Р→0, ∆→0,

,

где

Ур-е (*) есть диффер-е ур-е выражающая связь между насыщенностью пласта жидкой фазой и Р на контуре пит-я скв.

Т.е среднее Р в зоне дренажа скв-ны приним-ся равным Р на контуре пит-я. Решая это ур-е мы можем найти S_ж или и построить зав-ть между ними и по ним найти показатели раз-ки.

В процессе раз-ки вследствие выделения из пластовой нефти газа плоность нефти будет увелич-ся во времени.

М₁- масса раствор-го в нефти газа в пласт усл-х.

М₂- масса дегазиров-й нефти.

ρ₁- плотн раствор-го газа

ρ₂- плотн дегазир-й нефти.

V_н- объем нефти вместе с раствор-м газом.

,обозначим

- массовый газовый фактор.

для нахождения плотн нефти надо знать М оставшегося в пласте газа и дегазир-й нефти, α.,.

Найдем η:

,