Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 113
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Лабораторные методы.
К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.
Промыслово-геофизические методы.
К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.
Гидродинамические методы
К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.
В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность др.).
В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними.
По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин.
2. Расчётно – практический раздел
2.1 Рассчитать пористость и проницаемость горных пород
Пористость – свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор, каналов, трещин, каверн).
Расчет коэффициента открытой пористости
Типовая задача
Определить коэффициент открытой пористости образца породы
по данным, приведенным в таблице 1.
Таблица 1.Исходные данные
| Наименование | Значение |
| Вес сухого образца на воздухе,  | 26,8 |
| Вес на воздухе образца, насыщенного керосином,  | 28,1 |
| Вес в керосине образца, насыщенного керосином  г | 20,7 |
| Плотность керосина,  | 716 |
Решение:
-
Определяем объем открытых взаимосвязанных пор:
, 
; (9)
2)Определяем объем образца исследуемой породы:
, ; (10)
3)Определяем коэффициент открытой пористости:
; (11)
Расчет проницаемости горных пород
Проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления.
Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.
Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды, заполненной лишь одной фазой, инертной к пористой среде.
Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы.
Обычно абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу.
Для оценки проницаемости горных пород применяется открытый в 1856 г линейный закон фильтрации Дарси, который установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.
Абсолютную проницаемость определяют на основании закона Дарси по уравнению:
, м3/c; (12)
- объемный расход флюида (дебит), 
/с;k - проницаемость пористой среды,
;η - динамическая вязкость флюида, Па·с;
ΔP=Р1-Р2 - перепад давления, Па;
L - длина образца пористой среды, м;
F - площадь фильтрации,
.Относительной проницаемостью пористой среды называется
отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к
абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород используется линейный
закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации
жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости :
, см3/c; (13)Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем.
Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств.
.
Рисунок 8. Изменение относительных фазовых проницаемостей.
Расчет коэффициента абсолютной проницаемости
Типовая задача
Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец (P0 = 1атм = 105 Па).
Исходные данные представлены в таблице 2.
Таблица 2.Исходные данные
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1.Диаметр образца породы, d,см | 3,0 |
| 2.Длина образца породы , L,см | 4,5 |
| 3.Объем профильтрованного сквозь образец воздуха,  | 3600 |
| 4.Время фильтрации воздуха,  с | 180 |
| 5.Динамическая вязкость воздуха при 20̊С,  | 0,018 |
| 6.Давление на входе в образец,  | 1,3 |
| 7.Давление на выходе из образца,  | 1,0 |
Решение:
Для условий задачи воспользуемся формулой:
, м2; (14)
, м2; (15)
=7,065*
2.2 Рассчитать параметры призабойной зоны
Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).
Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:
Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10.
Свойства нефти и газа при рнас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, = 1,25 и = 0,85 г/см3.
Таблица 3. Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы
| Режим |  т/сут |  , т/сут | Давление,Па | |
| |  |  |  |  |
| 1 | 20,0 | 17,1 | 81*105 | 71,5*105 |
| 2 | 26,0 | 21,9 | 81*105 | 69,0*105 |
| 3 | 32,0 | 28,7 | 81*105 | 65,8*105 |
| 4 | 38,1 | 32,1 | 81*105 | 60,7*105 |
Таблица 4. Значения при различных режимах работы скважины
| Наименование | Режим | |||
| | 1 | 2 | 3 | 4 |
| Средние давления,Па | 76,2*105 | 75,0*105 | 73,4*105 | 70,8*105 |
| Произведение,мПа*с | 2,29 | 2,31 | 2,32 | 2,34 |
В рассматриваемом случае
По данным табл.1, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, (рис.9).
Рисунок 9. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж.
По прямолинейному участку кривой определен коэффициент
)Рассчитываем проницаемость призабойной зоны пласта:
Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач:
* измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;
* измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;
* определение (оценка) МПФС и параметров пластов -гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС,
* оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных
В данной работе описаны все методы исследования скважин,а также сущность метода гидропрослушивания пластов.
Исследования скважин и пластов проводятся с целью получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.
Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи.