УП 1 Мусин

ет следующие основные разделы:

АГ

–

схематизация залежи и создание ее геолого-физической модели;

–

выбор методов воздействия на нефтяные залежи;

НИ

–

выделение эксплуатационных объектов;

–

обоснование системы разработки;

ка

–

расчет технологических показателей разработки;

–

анализ состояния и регулирование процесса р зр ботки.

В результате усвоения дисциплины студент должен знать:

–

е

источники пластовой энергии и режимы работы нефтяных пла-

стов;

–

теоретические основы проектирования разработки нефтяных ме-

сторождений;

о

–

основные методы увеличения нефте тдачитпластов;

–

и

методы составления проектных документов и способы планиро-

вания мероприятий по регулирован ю выработки запасов нефти.

Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление на-

б

учно обоснованного процесса извлечения из недр нефти и газа. Процесс

и

и выработки запасов

разработки состоит из разбуривания месторождениял

нефти и газа.

б

гидромеханики.

Разраб тку нефтяныхн

месторождений трудно себе представить без

тр

геологии и ге физики, без изучения геологического строения месторож-

дения. Она опиоается также на важные положения физики и химии, ма-

тематической физики и технологии эксплуатации скважин.

Прое тирование и осуществление разработки нефтяных месторож-

е

дений подчинены единой цели и требуют единой методики, которая по-

зволя тксвязать все знания о нефтяной залежи и о процессах, происходя-

л

область науки и учебная дисциплина возникла после выхода в свет

рабо-

АГ

ты Крылова А.П. с соавторами «Научные основы разработки нефтяных

месторождений» в 1948 г.

НИ

Наука о разработке нефтяных месторождений является одной из

чены и пробы жидкостей, на которых производятся д тальные лаборатор-

ные исследования.

е

ка

Ввиду указанной ограниченности объема образцов породы, были

разработаны методы геофизических исследований тскважин (каротажа) и их

интерпретации для получения более детальной

о

нформации о пласте. Ме-

и

ваться и на старых скважинах, пробуренных много лет назад, для опреде-

б

ления значений пористости, проницаемости, насыщенности и характера

литологической изменчивости.

и

л

Методами каротажа измеряют электрические, электромагнитные, аку-

б

данные, полученные по керну, каротажным диаграммам и шламам породы,

н

откалываемым долотом, обр батываются статистически для получения де-

н

тального описания измеаяе ия фильтрационно-емкостных свойств коллек-

тора по пласту.

о

Нефтедобывающее производство состоит из следующих основных

направлений:

1.

тр

проведение разведки и обоснование запасов нефти и газа;

2.

проекти ование разработки;

3.

обус ройс во месторождения и эксплуатационное разбуривание место-

к

рождения;

4.

осуществление мероприятий по обеспечению притока нефти и газа из

л

пласта к забоям скважин;

5.

подъ м продукции из забоя скважин на дневную поверхность:

6.

внутрипромысловаяе

транспортировка и подготовка добываемой про-

плуатация нефтяных и газовых месторождений».

АГ

Глава 1

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

ка

ПЛАСТА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ е

т

1.1. Основные свойства горных пор д и пластовых флюидов

о

К основным свойствам нефте-газо-водонасыщенных пород относят-

и

ся: нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, гранулометри-

ческий состав, проницаемость, распределениел

пор по размерам и удельная

поверхность порового пространства, коэффициент сжимаемости породы

и

б

Коэффициентом пористости (абсолютной) называется отношение

суммарного объема пор каяобщему объему пласта:

н

m=Vпор/V,

(1.1)

где Vпор – суммар ый объем пор, V- объем пласта.

Кроме абс лютной, различают еще коэффициент эффективной по-

ристости:

о

н

mэ= Vэ пор/V ,

(1.2)

жение жидкос и или газа. Размерность коэффициента пористости – доли

единиц; иногдатр

вместо коэффициента пористости используют понятие по-

АГ

НИ

ка

е

Рис. 1.3в. Упаковка сферических частиц двух размеров.

Пористость 14%

т

2

В пластах со средней проницаемостью 0,4-0,5 мкм2

средний размер

бопроницаемых коллекторах с проницаем стью 0,01-0,02 мкм средний

размер пор не превышает 1-2 мкм, а макс мальныйо

размер достигает 20-

л

Трещины имеют различную протяженность от 0,01-0,15 до 10-20 м, рас-

крытость - от нескольких мкм до см.

б

б

На рис.1.3а, 1.3б, 1.3в иллюстр руются влияние формы упаковки и

размера частиц зерен породы на структуруи

порового пространства и вели-

чину пористости.

ая2 3

составляет 500-1000 см2/см 3

породы, а для слабопроницаемых карбонатов

н

достигает 10 000-30 000 см /см .

Приближе

о удельнуюн

поверхность пор можно определить

по

формуле:

тр

о

1/2

2

2

3

Sуд = с m (m/k)

,

Пример.

2

3

е

Пусть k= 0,64 мкм ; m=0,25; Sуд= 1200 см /см . Тогда с = 7,68 мкм/см.

Оцкним количество пор в одном кубическом сантиметре породы по

л

приведенным выше данным. Пусть средний диаметр пор составляет 100

мкм, удельная поверхность пор – 30 000 см /см

, поры имеют форму ша-

виях Ромашкинского нефтяного месторождения отношение среднего раз-

АГ

мера пор к среднему размеру поровых каналов для карбонатных пород с

проницаемостью 0,008 - 2,55 мкм2 изменяется от 3 до 7, а для терригенныхНИ

с проницаемостью 0,05 - 4,57 мкм2 - от 2 до 4.

Коэффициент сжимаемости пород. Нефтяной пласт является упру-

ка

∆V/V=-β ∆P,

(1.6)

где ∆V-объемное расширение при изменении давл ния на ∆P,

β – коэффициент упругости или коэффициент сжимаемостие , 1/МПа.

Для песчаных пластов, сложенных из зерен кварцат

, характерное зна-

чение коэффициента сжимаемости скелета породы составляет

βс ≈ 0,27·10-4 МПа-1

о

Коэффициенты сжимаемости нефти и пластовой воды также не-

большие, которые меняются в пределах

и

л10-4МПа –1

β н= (7 - 30) 10-4МПа –1, βв=(2,7 – 5)

Коэффициент β н зависит от состава нефти и количества растворенного в

б

ней газа, причем с увеличением кол чества растворенного газа коэффици-

ент сжимаемости нефти увеличивается.

и

Нефтяной пласт состоит из пор и твердого скелета

б

V= Vcк+Vпор.

Поэтому коэффициент сжимаемости нефтенасыщенного пласта складыва-

аяβ * = m β ж+ βс

(1.7)

ется из коэффициентов сжимаемости скелета породы и насыщающих по-

ры жидкостей и определяется по формуле:

По определе ию В.Н. Щелкачева, β*

называется коэффициентом уп-

н

ругоемкости пласта /40/.

Пласт нах дитсян

в напряженном состоянии. На твердый скелет пла-

ста действует давление вышележащих горных пород Ргор и давление на-

о

сыщающих пор жидкостей Рпл. Связь среднего нормального напряжения

тр

σск горных пород, горного и пластового давлений выражается формулой:

к

σск= РгорРпл.

(1.8)

е

Приближенное значение горного давления можно определить по

формуле:

л

Ргор= γср Н,

(1.9)

10