- •Коэффициент сжимаемости вещества (горной породы, пластовых жидкостей) и упругий режим разработки месторождения Содержание
- •Введение
- •1 Свойства горных пород.
- •2 Упругие свойства пород.
- •3 Коэффициент сжимаемости нефти.
- •4 Коэффициент сжимаемости пластовой жидкости.
- •5 Деформационные и прочностные свойства горных пород.
- •6 Определение напряжений в горной породе в призабойной области скважин.
- •7 Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
7 Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
К оллекторы разрабатываемых месторождений находятся под воздействием двух видов давлений – горного давления (давление на скелет твердой фазы за счет веса вышележащих пород) и пластового давления (давление флюида в порах горных пород). Важное значение при эксплуатации месторождений имеют деформации горных пород, происходящие при изменении пластового давления, которое может уменьшаться при отборе флюида и восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления.
Для выяснения механизма воздействия пластового давления на напряженное состояние горных пород выделим элемент породы .как на рис, заключенный в непроницаемую эластичную оболочку. Как видно из рис до начала эксплуатации залежи давление р направлено против горного давления и, следовательно, способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от веса вышележащих пород (если кровля пласта непроницаема), т.е. в этом случае на скелет породы действует эффективное давление ЭФФ:
(33)
При извлечении нефти из коллектора пластовое давление р в нем падает, а давление на скелет породы ЭФФ - увеличивается.
Выявлено, что при уменьшении пластового давления объем порового пространства уменьшается по следующим причинам:
упругого расширения зерен (в сторону пор), за счет снижения р;
возрастание сжимающих усилий ЭФФ , передаваемых через твердый скелет (также вытеснение частиц в сторону пор);
б олее плотной упаковки зерен из-за возрастания ЭФФ.
Часть этих процессов обратимы (упругое расширение зерен породы), часть – необратимые (перегруппировка и раздробление зерен породы). В результате необратимых процессов пористость пород полностью не восстанавливается при восстановлении начального пластового давления.
Объем породы V равен сумме объемов твердой фазы VT и пор – VП:
(34)
поэтому при изменении нормального напряжения (горного давления) и пластового давления Р происходит изменение всех трех объемов – V, VП, VТ. Соответственно объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости, которые определяются следующими соотношениями (, П, Т – коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы соответственно):
(35)
Размерность []=[П]=[T]=Па-1
Объемная деформация коллекторов в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности (-р) и от давления в порах р. Эффективное напряжение (-р) определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления в пласте р – деформацию твердой фазы.
Между , П, Т существует связь:
(36)
где m – пористость коллектора.
В.Н.Щелкачев показал, что при эксплуатации нефтяных, газовых месторождений и вононосных горизонтов особое значение имеет коэффициент объемной упругости С:
(37)
Коэффициенты сжимаемости пор П зависят от ЭФФ (табл.2)
Таблица 2.
Коэффициенты сжимаемости пор (П) осадочных пород.
Породы |
Коэффициент сжимаемости пор П, ГПа |
||||
ЭФФ=8.0Мпа, n300–500м |
ЭФФ=16,0МПА, n650-1000м |
ЭФФ=32Мпа n1300-2000м |
ЭФФ=64МПА n2500-4000м |
ЭФФ=96МПа n4000-6000м |
|
Песчаники, сцементир. глин. цементом |
1,15 |
0,95 |
0,45 |
0,35 |
0,25 |
Песчаники, алевроллиты крепко сцемент. глин.-карбон. цементом |
2,75 |
1,50 |
0,70 |
0,32 |
- |
Аргиллиты сильно сцементир. |
2,45 |
1,45 |
0,75 |
0,32 |
- |
Как видно из таблицы 2, коэффициент сжимаемости пор П зависит от эффективного давления ЭФФ (П уменьшается при увеличении давления ЭФФ). В соответствии с этим коэффициент упругости С зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: С = (350) ТПа-1 в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа.
Коэффициент объемной упругости С можно определить двумя способами:
Лабораторным (по керну для зернистых коллекторов, для трещиноватых коллекторов – керн не представлен);
по результатам разработки залежи с учетом ее объема, количества извлеченной жидкости и падения пластового давления.
Заключение
В реферате было рассмотренные коэффициенты сжимаемости горной породы, нефти и пластовой жидкости, а также упругие деформационные и прочностные свойства горных пород все рассмотренное выше имеет большое значение и их надо учитывать при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. А также причины влияющие на коэффициент сжатия веществ и последствия их воздествия.
Список используемой литературы
Гиматудинов Ш. К /Физика нефтяного и газового пласта/ Ш. К. Гиматудинов, Л. И. Ширковский // Недра 1982.
Кобранова В.Н./ Физические свойства горных пород / В.Н. Кобранова // Гостоптехиздат, 1962.
Мирзаджанзаде А.Х./ Физика нефтяного и газового пласта / А.Х . Мирзаджанзаде , М. М. Аметов, А. Г. Ковалев // М.: Ижевск, 2005.
Ржевский В.В. / Основы физики горных пород / В.В. Ржевский // М.: Недра, 1978