Вытеснение нефти водой и газом из пласта

Выше кровли верхнего пласта расход будет равен сумме Q = Qп + Qв. Откуда

                                                           

Решая относительно искомого Q_п, получим

                                                       

Таким образом, для определения  присоединяемого расхода Qп необходимо измерить Q - расход жидкости в колонне  выше кровли присоединяемого пласта; DТв - температурный скачок в зоне смешения потоков, т. е. охлаждение восходящего  потока против присоединяемого пласта; DТп - увеличение температуры потока присоединяемого пласта, измеренное как разность температуры у кровли пласта и условной геотермы, т. е. геотермы, исправленной на дроссельный эффект (см. рис. 6.7); Св и Сп - теплоемкости.

 

5. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА (ФЕС)

Фильтрационно-емкостные  свойства (ФЕС) определяют способность 

5.1. Пористость горных пород

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

                            Кп = Vпор/ Vобр                                              (  1  )

 

                            Кп = Vпор/ Vобр 100%                                         (  2  )

 
где Кп – коэффициент пористости;

    Vпор – объем  сообщающихся полостей;

    Vобр – объем  образца породы, см3

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы  зерен, степени их отсортированности  и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в  сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически  невозможно. Породы с субкапиллярными  порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью  в терригенных и карбонатных  породах. Каверновые характерны для  карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в  карбонатных породах и терригенных  с карбонатным цементом. Они в  чистом виде встречается редко и  отмечены на больших глубинах в плотных  карбонатных породах, песчаниках, хрупких  сланцах, метаморфизованных и изверженных  породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

5.2 Проницаемость горных пород

Абсолютная проницаемость

Проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом, инертным по отношению к породе, зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от насыщающего флюида. Как правило, абсолютной проницаемостью называют проницаемость керна по азоту или по воздуху.

Газопроницаемость (Проницаемость  по воздуху, гелию, азоту и т.д)

Проницаемость образца керна при пропускании через него газа зависит от давления. При высоких давлениях газопроницаемость приближается к значению абсолютной проницаемости, при низких - иногда значительно (на 50% и более) превышает её, что происходит из-за эффекта Клинкенберга - проскальзывания газа при низких давлениях.

Эффективная (фазовая) проницаемость

Проницаемость породы для  отдельно взятого флюида (K_o, K_w), при числе присутствующих в породе фаз, большим единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств).

Эффективная газопроницаемость

Как правило под эффективной  газопроницаемостью понимают газопроницаемость  породы при остаточной флюидонасыщенности (водонасыщенности). Определяется на образцах с остаточной водонасыщенностью  также как и обычная газопроницаемость, с одним условием - при определении  должны поддерживаться такие перепады давления, при которых не происходит вытеснения остаточного флюида.

Относительная проницаемость

Отношение эффективной проницаемости (K_o, K_w) к абсолютной (K_oSwir). 
K_ro = K_o / K_oSwir 
K_rw = K_w / K_oSwir

Источники данных о проницаемости

гидродинамические исследования, данные эксплуатации,

лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближённых к пластовым,

использование данных о схожем пласте,

математические модели (эмпирические зависимости),

корреляционные  зависимости по данным ГИС.

Руководитель: Дегтярев.В.А