Ответы на вопросы по подземной гидромеханике УГНТУ. Подземная гидромеханика

• Название: Подземная гидромеханика
• Анкор: Ответы на вопросы по подземной гидромеханике УГНТУ
• Дата: 15.02.2023
• Размер: 1.82 Mb.
• Имя файла: podzemnaya_gidromekhanika_ful.docx
• Тип: Документы; #937802
• страница: 3 из 3

Плоскорадиальная установившаяся фильтрация несжиамемой однородной жидкости по закону Дарси в однородном пласте (приток к совершенной скважине)

Дано:	Найти:
Геометрические размеры: L, h, B ГУ: Pk, PГ Свойства пласта и пластовых флюидов: k, ρ, µ	P=P(x) gradP Q t=t(x)

Решение:

1. 
   Запишем ДУ:
   

ГУ:



Подставив ГУ в общее уравнение, получим:











Закон распределения давления в круговом пласте

2. 
   Найдем градиент давления:
   

3. 
   По закону фильтрации Дарси выражаем скорость фильтрации и подставляем в дебит:
   

Видим, что скорость фильтрации носит гиперболический характер.

4. 
   Закон движения частиц жидкости в пласте
   

Подставляем выражение для скорости и интегрируем по пределам:





Выражая через дебит, получим:



Принимая движение жидкости от контура питания, получим полное время выработки залежи:

5. 
   Средневзвешанное пластовое давление:
   

Интегрируя данное выражение и принимая, что , то , тогда выражение упроститься после интегрирования до такого выражения:



Для плоскорадиального фильтрационного потока примерно равно .

Этот пример показывает, что на большей части пласта , а объем пласта, где резко снижается давление (ПЗП – призабочная зона пласта), занимает незначительную часть объема пласта.

Вывод: для установившегося плоскорадиального фильтрационного потока несжимамеой жикдости в однородном круговом пласте P=P(r) носит логарифмический характер; gradP, υ – гиперболический характер; Q не является функцией от r Q=const; гидродинамическое поле такого фильтрационного потока – семейство линий тока и изобар (линии тока для добывающей скважины – радиально сходящиеся к центру скважины прямые линии, для нагнетательной – радиально расходящиеся от центра скважины прямые линии; изобары – окружности вокруг скважины).

Радиально сферическая установившаяся фильтрация однородной несжимаемой жидкости по закону Дарси в однородном пласте

Дано:	Найти:
Геометрические размеры: L, h, B ГУ: Pk, PГ Свойства пласта и пластовых флюидов: k, ρ, µ	P=P(x) gradP Q t=t(x)

Решение:

1. 
   Запишем исходное ДУ
   

ГУ:



Подставив ГУ в общее уравнение, получим:











Закон распределения давления – гиперболический.

2. 
   Градиент давления
   

3. 
   По закону фильтрации Дарси выражаем скорость фильтрации и подставляем в дебит:
   

Скорость фильтрации носит гиперболический характер.

4. 
   Закон движения частиц жидкости в пласте
   

Подставляем выражение для скорости и интегрируем по пределам:

5. 
   Средневзвешанное пластовое давление:
   

Метод установившихся отборов используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и, в частности, формулой Дюпюи (для однофазной фильтрации):



Причины и виды неоднородности продуктивных нефтяных и газовых пластов

1. 
   Естественные
   
2. 
   Искусственные
   

К естественным причинам относят различия условий в осадконакоплении и тектонические нарушения.

К искусственным относятся:

• 
  Проникновение фильтрата бурового раствора при вскрытии бурением продуктивного пласта
  
• 
  Отложение в призабойной зоне пласта (ПЗП) асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО)
  
• 
  Глинизация пород частицами бурового раствора
  
• 
  Отложения неорганических солей
  
• 
  Методы воздействия на ПЗП: методы интенсификации притока (соляно кислотные обработки (СКО), гидравлический разрыв пласта (ГРП) и др.)
  

Геологическую неоднородность подразделяют на микронеоднородность и макронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и не коллекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС (геофизические исследования скважин) по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной т олщины горизонта в целом.

П о простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 29) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 30), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов.

Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа - вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распространен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия.

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность.

Различают два виды неоднородности: слоистая и зональная.

Слоистая неоднородность – скачкообразное изменение проницаемости по толщине пласта. При этом считают, что каждый из пропластков однородный, коэф. проницаемости меняется скачкообразно, границы между пропластками не проницаемы.

Зональная неоднородность – скачкообразное изменение проницаемости по простиранию пласта. Проницаемость в зонах меняется скачкообразно, зоны однородны, границы между зонами четко выделяются, т.е. она просто разделается, а не не проницаема.

Установившаяся прямолинейно-параллельная фильтрация несжимаемой жидкости в неоднородных пластах.

1. 
   Слоистая неоднородность:
   

Дано:	Найти:
Геометрические размеры: L, h, B ГУ: Pk, PГ Свойства пласта и пластовых флюидов: k, ρ, µ	P=P(x) gradP Q t=t(x)

1. 
   Запишем ДУ
   

Граничные условия:

1. 
   P= P_k, x=0 => P_k=C₂
   
2. 
   P= P_Г, x=L_k => P_Г=C₁* L_k+C₂= C₁* L_k+ P_k
   

Закон распределения давления в пропластках.

Фильтрация идет по закону Дарси, перетоков между пропластками нет.

2. 
   Градиент давления:
   

3. 
   Из закона Дарси выразим скорость фильтрации:
   

1. 
   Скорость фильтрации на первом пропластке:
   

2. 
   Скорость фильтрации на втором пропластке:
   

Для слоисто неоднородного пласта скорости фильтрации по пропласткам прямо пропорциональны коэф. проницаемости.

4. 
   В неоднородных пластах необходимо знать среднюю проницаемость пласта.
   

P’

2. 
   З ональная неоднородность
   

Дано:	Найти:
Геометрические размеры: L, h, B ГУ: Pk, PГ Свойства пласта и пластовых флюидов: k, ρ, µ	P=P(x) gradP Q t=t(x)

P’ – давление на границе двух зон.





Из уравнения неразрывности или сплошности фильтрационного потока:











Градиенты давления в каждой из зон обратно пропорциональны коэффициентам проницаемости.

















Установившаяся плоскорадиальная фильтрация несжимаемой жидкости в неоднородных пластах.

1. 
   Слоистая неоднородность:
   

1. 
   ДУ:
   

ГУ:



Подставив ГУ в общее уравнение, получим:

2. 
   По закону фильтрации Дарси выражаем скорость фильтрации и подставляем в дебит:
   

2. 
   Зональная неоднородность:
   

1. 
   Давление изменяется скачкообразно:
   

Характер распределения давления – логарифмический.