Расчет плотности пластовой воды
Пренебрегая массой растворенного газа, плотность пластовой воды рассчитывают по формуле [6]:
ρвпл = ρвст / b впл (2.14)
где ρвст – плотность воды в стандартных условиях, зависящая от массового содержания растворенных солей С (%), кг/м3:
(2.15)
Расчет вязкости пластовой воды
Вязкость пластовой воды μв (в мПа∙с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:
μв = [1,4 + 3,8 ∙ 10-3 (ρвст - 1000)] /[100,0065·( t тек -20 ] (2.16)
Расчет поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом
Ориентировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе с газом σвг (в мН/м) рассчитывают по формуле [6]:
σвг = 103 / 101,19 + 0,01·Р (2.16)
где Р – пластовое давление, МПа.
Задача 2.1
Рассчитать изменения физических свойств воды в пластовых условиях и на поверхности, используя приведенную методику.
Исходные данные для расчета по вариантам представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Исходные данные для расчетов
| № | Рнас, МПа | Рпл, МПа | tпл, °С | tтек, °С | С¢, г/л |
| 1 | 8,5 | 24,0 | 70 | 40 | 26,79 |
| 2 | 8,4 | 23,5 | 71 | 41 | 19,54 |
| 3 | 8,7 | 19,4 | 72 | 42 | 22,09 |
| 4 | 9,7 | 26,1 | 73 | 43 | 23,70 |
| 5 | 8,8 | 25,2 | 74 | 44 | 28,40 |
| 6 | 10,2 | 23,3 | 75 | 45 | 29,16 |
| 7 | 9,8 | 20,1 | 76 | 46 | 33,30 |
| 8 | 11,1 | 23,8 | 77 | 47 | 100,0 |
| 9 | 8,3 | 24,7 | 78 | 48 | 77,0 |
| 10 | 11,2 | 17,3 | 82 | 50 | 212 |
| 11 | 11,5 | 24,1 | 79 | 49 | 24,79 |
| 12 | 9,3 | 23,3 | 80 | 50 | 47,90 |
| 13 | 9,7 | 24,6 | 81 | 52 | 53,40 |
| 14 | 9,7 | 24,2 | 83 | 53 | 210 |
| 15 | 8,4 | 25,2 | 84 | 53 | 208 |
| 16 | 8,5 | 18,7 | 85 | 54 | 199 |
| 17 | 9,4 | 23,8 | 88 | 50 | 120 |
| 18 | 9,7 | 24,4 | 89 | 56 | 107 |
|
|
|
РАСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
Под геологической неоднородностью следует понимать изменчивость литологического состава изучаемых пластов по площади, характер и степень чередования по разрезу нефтяного горизонта, проницаемых пластов с непроницаемыми, а также изменчивость физических свойств коллекторов, обусловленную их вещественным составом, структурой и текстурой порового пространства.
Степень изученности геологической неоднородности продуктивных пластов не одинакова для различных стадий разведки и разработки нефтяных месторождений.
На этапе бурения поисковых скважин геологическая неоднородность продуктивных горизонтов и свит может быть охарактеризована лишь качественно в пределах разрезов отдельных скважин.
На стадии промышленной разведки неоднородность продуктивных пластов должна быть изучена с большей детальностью по всей площади залежи и графически представлена корреляционными схемами и картами литологических разностей, изопахит и другими материалами, которые должны явиться геологической основой для составления технологической схемы разработки.
|
|
|
Детальное изучение неоднородности продуктивных пластов для составления проекта разработки нефтяной залежи будет достигнуто после бурения значительной части скважин, испытания и опытной эксплуатации отдельных пластов, слагающих нефтяной горизонт; исследований на приток жидкости в скважинах глубинными дебитомерами, наблюдений за продвижением воды по отдельным пластам, т.е. тогда, когда представится возможность наиболее полно отразить на картах условия залегания нефти и газа в недрах.
Следует отметить, что в специальной литературе часто разделяют геологическую неоднородность на микронеоднородность и макронеоднородность [9].
Под микронеоднородностью понимают изменчивость в пределах залежей фильтрационно–емкостных свойств пород–коллекторов, насыщенных углеводородами – проницаемости, пористости, нефтенасыщенности. Микронеоднородность характерна для терригенных, и еще более для карбонатных коллекторов.
Интенсивность микронеоднородности по проницаемости тесно связана с условиями формирования коллекторов, с вторичными процессами в карбонатных породах, с литологическим и гранулометрическим составом, со степенью цементации и глинистости, структурой пустотного пространства.
|
|
|
При эксплуатации скважин и нефтяных залежей в целом большое значение имеет микронеоднородность по толщине пластов, которая выражается в переслаивании прослоев–коллекторов разной проницаемости.
Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т.е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность.
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 1313; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!