Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений



Pdf көрінісі
бет17/107
Дата30.11.2023
өлшемі2,71 Mb.
#194349
1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   ...   107
Байланысты:
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs

Упругий режим
. При пуске в работу скважины (или группы 
скважин, которые можно рассматривать как одну укрупненную 
скважину) вокруг нее формируется воронка депрессии, среднее 
давление в которой ниже начального пластового давления в залежи. 
Приток жидкости (нефти) в скважину происходит за счет освобож-
дения потенциальной энергии сжатых пород и флюидов и энергии 
напора краевых или подошвенных вод.



0
20
40
60
80
100
%
 


 
31 
Граница воронки депрессии сохраняет свое положение при по-
стоянном пластовом (контурном) давлении, водонефтяной контакт 
(контур нефтеносности) непрерывно перемещается в сторону добы-
вающих скважин и сокращается, т.е. происходит уменьшение 
нефтенасыщенной части пласта. Такое явление наблюдается доста-
точно редко, обычно воронка депрессии постепенно расширяется, 
захватывая водоносную часть пласта. Среднее давление в зоне от-
бора снижается, вызывая упругое расширение пластовых флюидов 
и горной породы. Поступление воды из законтурной зоны в нефтя-
ную часть пласта отстает от отбора жидкости. Такой процесс, если в 
залежи искусственно не поддерживается пластовое давление за счет 
закачки воды или другого агента, продолжается до тех пор, пока 
давление в целом или в отдельных частях залежи не снизится до 
давления насыщения нефти газом. В указанных условиях залежь 
работает в режиме, называемом упруговодонапорным.
Пластовые жидкости и горные породы сжимаемы, они облада-
ют запасом упругой энергии, освобождающейся при снижении пла-
стового давления. Упругие изменения, отнесенные к единице объе-
ма, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей 
ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия 
пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, 
обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин. 
Чем больше объем пласта, тем больше масса жидкости, которая во-
влекается в движение к скважине [14]. Упругие свойства пласта пе-
редаются с некоторой скоростью χ: 
χ = 
k
/μ (
т 
β
ж 
+ β
п
) = 
k
/μ β*, (3.1) 
где χ
 
– коэффициент пьезопроводности, м
2
/с; 
k –
коэффициент про-
ницаемости пласта, м
2
; μ
 –
абсолютная, или динамическая, вязкость 
жидкости, Па∙с; 
т –
пористость, доли единицы; β
ж
– коэффициент 
сжимаемости жидкости, 1/Па; β
п
– коэффициент сжимаемости по-
ристой среды, 1/Па; β
*
– коэффициент упругоемкости пласта, 1/Па: 
β* = 

β
ж
+ β
п
, (3.2) 


 
32 
где 
m
– пористость горной породы; β
ж
– коэффициент объемной 
упругости пластовой жидкости, заполняющей поровое простран-
ство; β
п
– коэффициент объемной упругости породы. 
За счет освобождения упругой энергии пласта, расширения 
флюидов и горной породы, уменьшения при этом объема порового 
пространства из залежи добывается объем жидкости: 
Δ
V
ж

β
* V
зал

Δ
P
, (3.3) 
где Δ
V
ж
– упругий запас жидкости в объеме залежи при перепаде 
давления Δ
P

V
зал
– объем залежи. 
Например, при размерах залежи 5 км (длина) на 2,5 км (шири-
на), толщине продуктивного пласта 10 м, снижении пластового давле-
ния в залежи на 5 МПа, пористости пород 20 %, β
ж 
= 10 

10
–4 
МПа
–1

β
п 
= 1 

10
–4 
МПа
–1
объем вытесненной (добытой) за счет упругого 
расширения пласта жидкости составит 187,5 

10
3
м
3



Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   ...   107




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет