3)Коэф-т пористости, просветность. Понятие фективного, идеального и реального грунта. Форму Шлихтера, скорость движения, скорость фильтрации

коэффициент пористости

m=Vn/V

Vn-объем пор.

Просветность n=Fn/F

Fn-площадб просвета

F-площадь сечения

Под идеальным грунтом пони-

мается модель пористой среды, поровые каналы которой представляют

пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными

осями. Фиктивным грунтом называется модель пористой среды,

состоящей из шариков одинакового диаметра.

m=П/6(1-cosa)√1+2cosa-пористость фективного грунта

Скорость фильтрации w=Q/Fобр [м/c]

V=Q/mF-скорость дв-ия

V=mw;F=mV

4) З-н Дарси в диф. форме

Основной характеристикой фильтрационного движения служит

вектор скорости фильтрации н>, который определяется следующим

образом. Выберем произвольную точку М пористого пласта, через

который фильтруется жидкость, и выделим в нем элементарную пло-

щадку Am Трис. 1.2). Через выделенную площадку в единицу времени

протекает масса жидкости AQm (элементарный массовый расход).

Проекция вектора и> на нормаль и к выделенной площадке равна

где р плотность жидкости Установим связь между скоростью фильтрации w и действительной

средней скоростью и движения. Действительное (физическое) течение

флюида в каждом живом сечении пласта Лю осуществляется через

суммарную площадь активных пор До)п. Поэтому имеем

Сравнив последнее равенство с (1.3), использовав (1.2), а также

условие равенства пористости т и просветности п, найдем

5)Коэф-ет проницаемости. Линейный з-н ф-ии

Основное соотношение теории фильтрации - закон фильт-

рации устанавливает связь между вектором скорости фильт-

рации и тем полем давления, которое вызывает фильтрацион-

ное течение. Первые экспериментальные наблюдения за движением

воды в трубах, заполненных песком, провели французские инженеры

А. Дарси (1856 г.) и Ж. Дюпюи (1848 1863 гг.). Этими работами было

положено начало теории фильтрации.

Q=KфiF=Kф*H1-H2/L*F=k/μ*∆p/L*F

H=ρgpотсюда следует p=H/ρg

Q=k/μ*∆p/L*F

k- коэф-ет проницаемости

Кф=k/μ*ρg

6)Ф-ла Павловского, Щелкачева, Милионщикова.

можно

выделить верхнюю и нижнюю границы применимости закона

Дарси и соответствующие им две основные группы причин.

Верхняя граница определяется группой причин, связанных с

проявлением инерционных сил при достаточно высоких скоростях

фильтрации.

Нижняя граница определяется проявлением неньютоновских

реологических свойств жидкости, ее взаимодействием с твердым

скелетом пористой среды при достаточно малых скоростях фильтрации.

это Павловский 7,5 < Re.p < 9.

Щелкачев- Reкр=1

Миллионщиков- Reкр=0,022

7) З-н Форхгеймера

При значении Re>Reкр линейный з-н Дарси перестает быть справедливым, первое обобщение з-на Дарси на случай больше Re осглван на опытых данных было выполнено Дюпии, который сформулировал двухчленный закон ф-ии носящий имя австрийского исследователя Форхгеймера.

∆p/L=μ/k*w+ρ/√k*βw в квадрате;β-доп. const пористой среды опр-ся эксп-но. Первые слога правой части учитывает потери давления вследствие вязкости жидкости, второе- инерционную составляющую движения жидкости связано прямолинейностью поровых каналов. Из этого уравнения следуюет что при малых скоростях фильтрации w в квадрате можно принебречь и градиент давления ∆p/L будет зависеть только от первого слагаемого, т.е. дв-ие будет безинерционным. При больших скоростях ф-ии силы инерции становятся сущ-ми и будут сопоставимы или даже преобладать над силами вязкости.

8) Режимы нефтегазоводоносных пластов. Естественные факторы влияющие на режимы пласта.

Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит как

от многих естественных факторов, так и от системы разработки. многих естественных факторов, так и от системы разработки.

К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого

пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтра-

ционные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей

и газов, физические условия в пласте-давление, температура и т.д.

Системой разработки пласта определяются число и способ располо-

жения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их

ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в них,

способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование

забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону и т.д.

Режимом нефтегазоводоносного пласта называется прояв-

ление доминирующей формы пластовой энергии в процессе

разработки залежи нефти или газа. В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в

основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают

следующие режимы нефтегазоводоносных пластов:

1) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие

скважины под действием напора краевой или подошвенной воды;

2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняются в

скважины в основном под действием напора сжатого газа, находящегося

в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим

называют режимом газовой шапки;

.3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи

ниже давления насыщения нефти газом, и пузырьки окклюдированного

газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим

правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости» или

режимом «окклюдированного газа» (ведь растворенный в нефти газ

существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов);

4) упругий режим, при котором нефть поступает в скважины за

счет упругих свойств жидкости и породы пласта (подробнее об этом

режиме см. в гл. 5);

5) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из

пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды.