Что характеризует пьезопроводность пласта

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Пьезопроводность

Пьезопроводность является важным параметром, характеризующим коллекторские свойства пласта. [2]

Пьезопроводность является показателем скорости перераспределения напора л сработки запасов водоносного пласта в условиях неустановившейся фильтрации. Для стационарных потоков, в которых не происходит изменения напоров и сработки запасов во времени, параметр пьезопроводности не рассматривается. [4]

Пьезопроводность трещиноватых коллекторов обычно составляет несколько десятков, а иногда и сотен тысяч сма / сек. [7]

Коэффициент пьезопроводности является комплексной величиной, зависящей от свойств пласта и жидкости. [10]

Коэффициент пьезопроводности к определяется для каждого изучаемого месторождения. [11]

Коэффициент пьезопроводности и при расчетах можно вычислить аналитически по формуле В. Н. Щелкачева или найти из кривых восстановления давления. Ошибки в расчете к еще меньше сказываются на вычислении Rnp и тем более на вычислении коэффициента продуктивности или других параметров, определяемых по формулам для стационарного режима фильтрации. [13]

Коэффициент пьезопроводности позволяет дать количественную оценку перераспределения давлений в пласте, а также определить время, в течение которого распространится и установится понижение давления от возмущающей скважины к реагирующей, если известны расстояние от возмущающей скважины до реагирующей и величина понижения давления в них. [14]

Коэффициент пьезопроводности определяют либо по наблюдению за реагированием скважин на возмущение соседних скважин, либо по кривым восстановления давлений. Для анализа изменений коэффициента пьезопроводности по пласту составляют карты равной пьезопроводности обычным методом построения карт изолиний. [15]

Источник

Пьезопроводность. Методы ее определения.

При пуске скважины в эксплуатацию забойное давление снижается, что обусловливает движение нефти из пласта в скважину. Вследствие упругих свойств пластовой системы изменение давления в точке данной скважины передается на ближайщую зону пласта не мгновенно, а постепенно, в течение некоторого времени. Вначале пластовое, давление снижается лишь в непосредственной близости от ствола скважины, затем это снижение распространяется на соседнюю зону, далее до границ залежи и за пределы ее до естественных границ продуктивного пласта. Такое постепенное изменение давления, передающееся от скважины до естественных границ пласта, и представляет собой процесс перераспределения пластового давления.

m— коэффициент пористости породы в долях единицы;

βж-коэффициент сжимаемости жидкости (нефти или воды), 1/кГ/см2;

βп-коэффициент сжимаемости породы, 1/кГ/см2

Величина (mβж +βп),входящая в знаменатель этого выражения, представляет собой коэффициент упругоемкости пласта β*.

β*=(трж +рп)

После замены получаем формулу в следующем виде :х= Кпр/ μβ*

Коэффициент пьезопроводностипозволяет дать количественную оценку перераспределения давлений в пласте, а также определить время, в течение которого распространится и установится понижение давления от возмущающей скважины к реагирующей, если известны расстояние от возмущающей скважины до реагирующей и величина понижения давления в них. Чем больше величина коэффициента пьезопроводности, тем быстрее распространится давление в пласте и тем быстрее пополнится запас энергии в зоне эксплуатационных скважин. В пластах с низкими коэффициентами пьезопроводности пластовое давление резко падает, что приводит к быстрому прекращению фонтанирования скважин пополнение энергии за счет законтурного заводнения в этом случае происходит очень медленно.

Коэффициент пьезопроводности определяют либо по наблюдению за реагированием скважин на возмущение соседних скважин, либо по кривым восстановления давлений. Для анализа изменений коэффициента пьезопроводности по пласту составляют карту равной пьезопроводности обычным методом построения карты изолиний. Такие карты являются особенно полезными при анализе разработки пласта в условиях упругого режима.

Терригенные НГК – основные особенности состава, ёмкостно-фильтрационных свойств нефтегазоносности.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ (НГК), комплексы горных пород, содержащие залежи углеводородов и характеризующиеся едиными закономерностями формирования.

Нефтегазоносный комплекс—это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

9. Континентальные платформы. Основные черты строения, возраст платформ.

Континентальная платформа— крупная (несколько тысяч км в поперечнике), относительно ус­тойчивая глыба континентальной зем­ной коры. В зарубежной и отчасти русской литературе платформа часто именуются кратонами. Строение платформы на большей части их площади характеризуется двухярусностью: в основании зале­гает интенсивно деформированный, метаморфизованный и гранитизированный фундамент, несогласно перек­рываемый осадочным, местами с уча­стием вулканических покровов, чех­лом, залегающим субгоризонтально и не затронутым метаморфизмом. Платформас докембрийским фундаментом име­нуются древними; они составляют как бы ядра современных континентов (кроме Азии, в составе которой известно 4 платформы) и рассматриваются многими учёными как обломки одной континентальной массы — Пангеи, образованной к середине протерозоя (1700 млн. лет). Платформа с более молодым (палеозой — ранний мезо­зой) фундаментом известны как моло­дые; они расположены на периферии древних платформ или заполняют промежутки между ними (Западно-Сибирская молодая платформа между древними Вост.-Европейской и Сибирской). Платформа граничат либо с более молодыми складчатыми поясами, которые на них обычно надвинуты, либо с океанами, нередко отделяясь от пос­ледних вертикальными разломами. В силу этого платформы имеют полигональные очертания. Платформы характеризуются не­большими скоростями вертикальных тектонических движений, что определяет их равнинный рельеф, преобладанием слабых поднятий над опусканиями, с чем связано преимущественное рас­пространение в осадочном чехле кон­тинентальных и мелководно-морских отложений небольшой мощности, сла­бой сейсмичностью и относительно слабым и специфическим магматизмом. Ха­рактерны т. н. траппы — сочетание базальтовых обширных покровов с дай­ками и пластовыми интрузиями — силлами той же магмы, а также щелоч­ные базальты, щёлочно-ультраоснов-ные кольцевые интрузии и кимберлито-вые трубки, нередко алмазоносные. Выступы фундамента на поверхность П. именуются щитами или (меньшие по площади) массивами; площади, покрытые чехлом,— плитами (в за­рубежной литературе — платформа­ми) и, на периферии П.,— перикрато инымиопусканиями. Крупные поднятия внутри плит известны как антеклизы,а впадины на плитах и щитах — синеклизы; в их основа­нии нередко обнаруживаются глубокие (до 10—12 км), линейные гра­бен-прогибы — авлакогены. Более мелкие линейные дислокации чехла наз. валами; они состоят из ещё более мелких и пологих поднятий. Континентальная кора имеет в преде­лах П. мощность 30—40 км; из них до 5, реже 10—15 км и более прихо­дится на осадочный слой. Астеносфера залегает под П. на глуб. от 100—150 до 200—250 км и отличается повышенной по сравнению с подвижными поясами вязкостью. Осадочный чехол П. содер­жит залежи нефти и газа (Зап. Сибирь и др.), углей, солей (б. ч. в авлакоге-нах), фосфоритов, жел. руд, бокситов, россыпи разл. полезных минералов.Фундамент заключает м-ния железных (железистые кварциты) и марганцевых руд, алмазов (в кимберлитовых труб­ках), золота, никеля и др.

Дата добавления: 2018-08-06 ; просмотров: 2899 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Пьезопроводность

Смотреть что такое «Пьезопроводность» в других словарях:

пьезопроводность — пьезопроводность … Орфографический словарь-справочник

ПЬЕЗОПРОВОДНОСТЬ — способность среды передавать давление. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности. В случае несжимаемой среды процесс перераспределения давления происходит практически мгновенно … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

гидро- и пьезопроводность — гидро и пьезопроводность … Орфографический словарь-справочник

Глубинные исследования — пластов и скважин (a. deep testing of wells, deep exploration of wells; н. Tiefbohrlochkarottage; ф. etudes des trous au fond; и. testificacion de pozos profundos) комплекс методов для определения осн. параметров нефтегазоводоносных… … Геологическая энциклопедия

Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия

Газогидродинамические исследования — пластов и скважин (a. gas hydrodynamic investigations of seams and wells; н. gashydrodynamische Untersuchungen von Flozen und Bohrlochern; ф. etudes hudrodynamiques du gaz dans les couches et les trous de forage; и. investigaciones… … Геологическая энциклопедия

Гидродинамические исследования — пластов и скважин (a. hydrodynamic investigation of wells and seams; н. hydrodynamische Untersuchungen von Flozen und Bohrlochern; ф. etudes hydrodynamiques des couches et des sondages; и. investigacion hidrodinamica de capas arenosas en… … Геологическая энциклопедия

Сырдарьинский артезианский бассейн — расположен на терр. Узб. CCP и Kазах. CCP. Пл. ок. 230 тыс. км2. Ha Ю. ограничен xp. Hуратау, на Ю. B. Голодной степью и Приташкентским артезианским басс., на B. xp. Kаратау, на Ю. З. Центральнокызылкумской возв. и Амударьинским… … Геологическая энциклопедия

Достоверные запасы нефти и горючих газов (категория A) — 33. Категория A (достоверные) разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные… … Официальная терминология

Источник

Гидродинамические параметры пластов и скважин

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Коэффициент продуктивности добывающей скважины — отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту — показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу:

(1.1)

где, Q – дебит жидкости добывающей скважины, т/сут или м 3 /сут;

Р_пл и Р_с – соответственно давления пластовое и на забое скважины, МПа или атм, или кгс.

Размерности коэффициента продуктивности добывающей скважины:

В литературе обозначение коэффициента продуктивности добывающей скважины можно встретить через греческую букву η.

Из формулы Дюпюи для плоско-радиального притока однородной несжимаемой жидкости в одиночную добывающую скважину из кругового пласта коэффициент продуктивности добывающей скважины может быть определен как:

(1.2)

где, k – проницаемость пласта, м 2 или Д;

h – мощность пласта, вскрытая добывающей скважиной, м;

μ – динамическая вязкость добываемой скважиной жидкости из пласта, Па·с, Пз;

R_k – радиус контура питания пласта или области дренирования добывающей скважины, м;

r_c – радиус добывающей скважины по долоту, мм.

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент — коэффициент приемистости нагнетательной скважины:

(1.3)

где, Q_в – расход воды, закачиваемой в данную скважину или приемистость скважины, м 3 /сут.

Коэффициент гидропроводности пласта:

(1.4)

Коэффициент e — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

К и ε связаны между собой:

(1.5)

Коэффициент проводимости или подвижности жидкости (нефти, воды) α,характеризующий подвижность жидкости в пластовых условиях в зависимости от ее динамической вязкости µ и проницаемости пласта k: α = k/ µ.

Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти).

(1.6)

Коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

Способы определения коэффициента проницаемости k:

лабораторный — через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью μ, с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р₁ и выходе Р₂ этого образца ΔP (рис. 1.1). Тогда согласно закона Дарси:

	(1.7)
	(1.8)

Рис. 1.1. Опыт Дарси по определению проницаемости

Преимущество этого способа — наиболее точный, недостаток — показывает значение k только в точке отбора керна.

o геофизический — определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа — характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины;

o гидродинамический — позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный, чем лабораторный.

Коэффициент пьезопроводности пласта χ — характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации или характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта применяется формула Щелкачева:

	(1.9)
	(1.10)

где, Β_ж и Β_с — соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

Β * — коэффициент упругоемкости пласта, Па или см 2 /кгс;

m — эффективная пористость, доли единицы.

Гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

o приведенным радиусом скважины;

o коэффициентом совершенства скважины.

Приведенный радиус скважины — это радиус такой воображаемой скважины (совершенной), которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина (несовершенная).

(1.11)

Таким образом, приведенный радиус скважины связывает между собой радиус реальной скважины с коэффициентом гидродинамического несовершенства с. Численная величина приведенного радиуса скважины может быть определена по результатам исследования скважины на нестационарном режиме работы скважины.

Коэффициентом гидродинамического совершенства скважины φ называется отношение дебита несовершенной скважины Q_нс к дебиту совершенной скважины Q_с, и вычисляется по выражению:

(1.12)

В настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса r_пр, что существенно повышает точность, т.к. отпадает необходимость определения коэффициентов с₁ и с₂ по специальным графикам Щурова при заведомо неполной и недостоверной информации.

Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично, такие скважины считаются несовершенными.

В нефтепромысловой практике совершенных скважин не существует, это теоретическое понятие необходимое для описания работы реальных добывающих скважин и проведения практических расчетов, дебит и другие гидродинамические параметры которых сравнивают с совершенными скважинами. Выделяют три вида несовершенства реальных добывающих скважин (рис. 1.2).

1. Несовершенство по степени вскрытия.

Несовершенство по степени обозначается – с₁. Это значит, что скважина вскрывает пласт не на всю мощность (толщину).

2. Несовершенство по характеру вскрытия.

Обозначается – с₂. Это означает, что пласт крепится обсадной колонной, которая цементируется, а затем перфорируется.

3. Несовершенство по качеству вскрытия.

Обозначается такой вид несовершенства скважины – S. S – скин-эффект или скин-фактор, явление ухудшения проницаемости в призабойной зоне пласта по разным причинам.

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Рис. 1.2. Схемы гидродинамически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных скважин:

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:

(1.13)

где, — скин-фактор;

— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта;

— приведённый радиус скважины (r_пр), это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях.

После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность скважины

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

(1.14)

где, — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора), т/МПа·сут;

— фактическая продуктивность реальной скважины, т/МПа·сут;

— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами), м;

— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта, м.

где, Sз – скин-эффект вследствие повреждения породы (+);

Sp – скин-эффект из-за перфорации (+);

Spp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+);

Sturb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+);

So – скин-эффект вследствие наклона скважины (-);

Ss – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-);

Скин-эффект вследствие повреждения породы Sз в лучшем случае может быть изменен до нуля (например – кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рис. 1.3. Скин-фактор может быть также вычислен с помощью свойств призабойной зоны.

(1.16)

где, k_пл – естественная проницаемость пласта в удаленной зоне, м 2 ;

k_з – проницаемость измененной зоны пласта (ПЗС), м 2 ;

r_з – радиус измененной зоны пласта (ПЗС), м;

r_с – радиус скважины по долоту, м.

Если k_з k_пл (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если k_з = k_пл, (нет повреждения ПЗС по разным причинам или проницаемость ПЗС восстановлена до ее первоначального – естественного состояния), скин-фактор равен 0.

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно и ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть и ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Рис. 1.3. Модель скин-фактора по Хокинсу

Любое гидродинамическое несовершенство скважины приводит к снижению ее дебита жидкости.

Эффективный радиус скважины

Если проницаемость в зоне изменения k_з намного выше, чем проницаемость пласта k_пл, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r_эф – эффективный радиус скважины, который может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора (рис. 1.4):

	(1.17
	(1.18

Рис. 1.4. Концепция эффективного радиуса скважины

(1.19)

Радиус контура питания (воронки депрессии) – это расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению. Обычно за радиус контура питания скважины в нефтепромысловой практике принимают примерно половину расстояния между двумя добывающими скважинами.

Пример: примем радиус скважины по долоту 108 мм, а радиус дренирования скважины или радиус контура питания – 250 м, при расстоянии между двумя добывающими скважинами – 500 м, тогда:

Анализируя приведенный выше пример с учетом рассмотрения понятия «скин-фактор» или «скин-эффект», можно сказать, что наименьшее фильтрационное сопротивление движению жидкости по пласту к добывающей скважине при всех прочих равных условиях и без ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пласта будет на расстоянии от стенки скважины, равном радиусу дренирования или контура питания скважины.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник