ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Ш.А. ГАФАРОВ

ФИЗИКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

(ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ)

Учебное пособие

УФА 1998

ББК 33.136 УДК 622.276.53 Г 12

Гафаров Ш. А.

Физика нефтяного пласта: Учебное пособие: - Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. - 141 с. JSBN 5-7831-0155-9

В учебном пособии приведены типовые расчеты по определению параметров, физических свойств пород-коллекторов, насыщающих пласт жидкостей и газов. Рассмотрены отдельные приборы и оборудование для эксперименталь­ной оценки параметров нефтесодержащих пород и пластовых флюидов, дано их краткое описание, методика расчетов.

Учебное пособие предназначено для студентов специальности 0907 "Разра­ботка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", изучающих дисциплины "Физика нефтяного пласта", "Основы физики нефтяного пласта и физических процессов в нефтедобыче".

Табл. 51 Ил. 33. Библиогр. 27 назв.

Рецензент: Доцент кафедры РНГМ УГНТУ Г.Л. Шамаев

Г 1804060200-83 Без объявл.-98 4К4(03)-98

4К4(03)-98

JSBN-7831-0155-9

С Гафаров Ш. А., 1998

С Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1998

1

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение.............................................................................................................. 3

1 Пластовое давление..................................................................................... 4

2. Гранулометрический состав породы......................................................... 12

3. Пористость.................................................................................................. ..17

4 Проницаемость горных пород.....................................................................19

5. Распределение пор по их размерам. Остаточная водонасыщенность….36

6. Удельная поверхность горных пород........................................................ 46

7 Упругие свойства горных пород................................................................ 51

8. Термические свойства пород и жидкостей............................................... 55

9. Набухание пластовых глин......................................................................... 61

10 Физические свойства нефти в пластовых условиях................................. .67

11 Физические свойства пластовых вод...........................................................83

12. Физические свойства водонефтяных смесей.............................................. 90

13. Физические свойства природного и нефтяного газов............................... 101

14. Вязкость неньютоновских нефтей.............................................................. 112

15. Молекулярно-поверхностные явления на границе раздела фаз.............. 121

16. Фазовые состояния углеводородных систем............................................. 130

Литература.................................................................................................... 138

Приложения.................................................................................................. 141

2

1 Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превы­шающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхно­стью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь р_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (Р_y ⁼ 0), то пластовое давление

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

3

Расчёт приведённого пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плос­кости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пла­стовым давлением. Его определяют по формуле:

Р_пР =р_пл± 0,00981 ∆Н р_н,

где р_пл - измеренное пластовое давление в скважине, Па;

∆Н - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена вы­ше плоскости приведения, знак минус - когда эта точка находится ниже плоско­сти приведения

Задача 1.1 Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважи­не для следующих условий (табл. 1.1) / 1 /.

Решение. 1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

h_н = L_C- h_cm = 1870 - 37 = 1833 м.

4

Таблица 1.1

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5
Глубина скважины Ln м	1870	1920	1710	1750	1780
Статический уровень м	37	46	43	47	34
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м5	870	878	869	891	873
Плотность пластовой нефти рпр кг/м3	805	811	796	834	807

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насы­щения, м²

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

P_пл=h_{н н} g 10^-6=1833837,5 9,81 10^-6=15,06 МПа

Задача 1.2 Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):

5

Таблица 1.2

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5
Глубина скважины Lc, м	2650	2540	1853	2324	2274
Давление на устье остановленной скважины py МПа	8	8,6	7,4	7,7	9
Давление насыщения рнас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3
Забойное давление pзаб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3
Температура на устье остановленной скважины tу °С	20	40	20	40	20
Пластовая температура tпл °С	70	80	70	80	70
Коэффициент сжимаемости нефти βн 10-4 МПа-1	6,5	5,8	6,2	5,4	6,4

Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2

Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо ис­пользовать формулу:

P_пл =

6

Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.

1 - 20°С,

2 - 70°С;

3 -45°С.

Средняя плотность нефти в скважине p_n, зависит от давления и температуры.

По существу, решение дан­ной задачи сводится к расчёту p_n(p,t).Принимая линейный закон

распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:

t=t_y+t_пл = (20 + 70)/2 = 45°С

Используя графические зависимости р, = f (p.t) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кри­вую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от р_у до p_пл . По кривой 3 находим среднюю плотность неф­ти в интервале давлений от р_у = 8 МПа до p_m = 11,3 МПа; р_н = 775 кг/м³.

Рассчитываем пластовое давление:

p_пл = 2650 775-9,81 10^-6+ 8 = 28,15 МПа.

7

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в облас­ти давлений от р_нас = 11,3 МПа до р_м = 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при р„ s 28,15 МПа, если плот­ность нефти при р_нас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м³ (рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент сжимаемости нефти Д принимаем равным 6,5-10^-4/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:

или

Средняя плотность нефти в интервале давлений от р_нас до р_пл,

Р_нср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м³.

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

р_у = 8 МПа до Р_нас = 11,3 МПа и от Р_нас = П,3 МПа до р_пл = 28,15 МПа соответст­венно равны 775 и 776,8 кг/м³. Для данных условий нетрудно рассчитать и сред­нюю плотность нефти в интервале от р_у = 8 МПа до р_пл = 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м³.

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

р_пл = 2650 776,8 9,81·10^-6 + 8 = 28,19 МПа.

Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебреже­нием влияния давления на плотность нефти в области р > Р_нас:

8

Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Р_нас до Р_пл.

Задача 1.3 Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:

Таблица 1.3

Наименование параметра	Абсолютное значение Варианты заданий
	1	2	3	4	5
1. Глубина отметки ВНК НВНК, м	1250	1201	1300	1280	1300
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Ра	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9
Рв	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5
pc	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2
3. Глубина замеров пластового давле-
ния в точках, м:
Lа	1756	1706	1805	1786	1836
Lв	1451	1401	1503	1481	1531
Lc	1535	1485	1582	1561	1615
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал1	427	411	407	421	441
Ал2	272	268	277	281	301
Ал3	276	279	281	290	310
5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м3	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75
6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м3	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09

Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (р_внк) по дан­ным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (h_A). Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:

Н_А = L_A – Aл₁ = 1756 - 427 = 1329 м.

9

Из рис. 1.1 видим, что

h_A = Н_А - H_внк = 1329 - 1250 = 79 м.

Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем

Р_внк = Р_а - 0,00981- h_A ρ_в = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.

2) Определим р_внк по данным замера давления в т.В. Рассуждая аналогич­но, найдём:

Н_в = L_B - Ал₂ = 1451 - 272 = 1179 м.

Тогда

h_B = Н_BHK – Н_B = 1250 - 1179 = 71 м.

Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:

Р_BHK = Р_B + 0,00981· h_B ρ_n = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.

3) Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.

Н_с = L_c – Ал₃ = 1535 -267 = 1268 м,

h_c= 1268- 1250= 18 м,

Р_внк = 17,2 - 0,00981 18 1,1 = 17,01 МПа.

Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое Рвнк.

Р_внк=

10