Фильтрационно-емкостные и упругие свойства пластов

На процесс фильтрации оказывают влияние свойства, как коллектора, так и движущейся по нему жидкости. Общепринято характеризовать однородный изотропный пласт толщиной , пористостью , проницаемостью сжимаемостью , водонасыщенностью .

В свою очередь, пластовая жидкость, заполняющая поры коллектора, характеризуется плотностью , вязкостью , сжимаемостью , и напряжением сдвига . С учетом условий залеганий и эксплуатации месторождения, перечисленные выше характеристики, сами могут быть функциями давления и температуры.

Перечисленные выше фильтрационные параметры пласта и жидкости представлены, рис.4.1, где показаны общеупотребительные комбинации между ними, характеризующие среду в целом и определяемые непосредственно гидродинамическими методами исследований.

Вначале рассмотрим комплексные параметры, далее – отдельные их составляющие.

Коэффициент гидропроводности

Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта и вычисляется по формуле:

, (4.1)

здесь – коэффициент гидропроводности, мкм²×см/мПа×с.

Коэффициент определяется непосредственно при исследовании скважин методом снятия кривой восстановления или падения давления. По величине этого параметра можно сравнивать характеристики различных продуктивных пластов. Чем выше гидропроводность, тем при прочих равных условиях будут более высокие дебиты.

Иногда для проведения некоторых расчетов вычисляют производные от коэффициента гидропроводности:

– коэффициент подвижности , мкм²/мПа×с

– коэффициент проводимости , мкм²×см.

Коэффициент пьезопроводности

Коэффициент пьезопроводности пласта характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления) по пласту, вызываемых изменениями режима эксплуатации скважин.

Чем больше величина , тем быстрее передается импульс давления по пласту от возмущающей скважины к реагирующей. Для однородного пласта величина определяется расчетным путем из выражения:

1. Для нефтяных залежей

, (4.2)

2. Для газовых залежей

, (4.3)

где – коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта, 1/МПа;

– эффективная пористость, д.е.;

– вязкость жидкости и газов при пластовом давлении, мПа·с;

– пластовое давление, МПа.

Порядок величины для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, изменяется в широком диапазоне (от 10^-2 до 10 м²/с). Для газовых пластов из-за большой сжимаемости газов эта величина примерно на порядок меньше. Коэффициент пьезопроводности определяется непосредственно при проведении гидропрослушивания между скважинами.

 

Коэффициент относительной пьезопроводности.

Определяется отношением вида , по результатам исследования скважин методом восстановления давления. Входящий в этот компонент параметр это приведенный радиус скважиныхарактеризует степень вскрытия пласта и состояние призабойной зоны скважины. Определив по результатам гидропрослушивания или, например, расчетным методом, можно оценить приведенный радиус скважины .

Коэффициент емкости пласта

Коэффициент емкости пласта на единицу площади вычисляется по формуле:

, (4.4).

Коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности определяет добывные возможности скважины при снижении забойного давления на 1 МПа. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости коэффициент продуктивности скважины:

, (4.5)

где – коэффициент продуктивности, м³/сут·МПа.

Коэффициент продуктивности – комплексный параметр, имеющий физическую размерность, общую с размерностью гидропроводности , включает в себя дополнительное влияние геометрических размеров скважины , дренируемый радиус пласта , то есть большое количество факторов, влияющих на производительность скважины. Вышеизложенное подтверждает, что гидродинамические методы исследований, в основном, определяют только комбинации параметров и не дают прямых методов их определения.

Если возникает необходимость выделить какой-либо отдельный параметр из комплекса, например, проницаемость из гидропроводности или продуктивности, необходимо иметь дополнительные сведения, характеризующие емкостные, коллекторские и упругие свойства пласта, а также физико-химические и термодинамические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт.

Пористость

Емкостные свойства характеризуются так называемой пористостью (коэффициентом пористости). Различают абсолютную и эффективную пористость.

Абсолютной пористостью называется отношение суммарного объема пор к полному объему породы :

, (4.6)

здесь – абсолютная пористость.

Отношение объема открытых пор к объему всей породы называется открытой (эффективной) пористостью :

. (4.7)

При решении многих задач разработки нефтяных и газовых месторождений используется характеристика, называемая динамическойпористостью коллектора . Эта величина определяется как отношение объема пор породы , по которым жидкость или газ способны двигаться, к объему всей породы :

. (4.8)

Динамическая пористость определяется удельным объемом пор, которые осваиваются текущей жидкостью: нефтью и следующей за ней водой. Динамическая пористость может быть много меньше открытой, вследствие чего скорость движения меченых частиц достигает 5‑6 км/сут, а каналы жидкости образуют ручейки, разбивающие поровое пространство на нефтенасыщенные “островки”, блоки, из которых нефть постепенно попадает в ручейки под действием капиллярных сил.

Проницаемость

Под проницаемостью понимается способность коллектора пропускать жидкость или газ. Различают понятияабсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость определяет фильтрационную характеристику пористой среды и остается постоянной независимо от движения по пласту воды, нефти и газа. Абсолютная проницаемость определяется в основном в лабораторных условиях по керну (газо- или воздухопроницаемость).

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость пласта для данной фазы при движении в порах многофазных смесей (смеси нефти, воды и газа или нефти и воды) .

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью данной фазы:

. (4.9)

Проницаемость, определяемая по данным гидродинамических исследований, является в основном фазовой. Она определяется расчетным путем по коэффициенту гидропроводности пласта , полученной путем обработки результатов исследований методом неустановившихся режимов фильтрации:

, (4.10)

или по методу установившихся отборов:

, (4.11)

где h – коэффициент продуктивности скважины;

m – вязкость нефти, (воды или смеси воды и нефти);

– работающая толщина пласта;

– объемный коэффициент нефти (смеси);

– функция, зависящая от системы разработки, геометрических размеров скважины и качества вскрытия пласта.