- •1 Пластовое давление.
- •Расчёт приведённого пластового давления.
- •2. Гранулометрический (механический) состав пород.
- •Размеры щелей различных забойных фильтров.
- •3 Пористость
- •4 Проницаемость горных пород.
- •Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной проницаемости по опытным данным.
- •Расчетный способ построения кривых относительных проницаемостей.
- •Проницаемость пористой среды, представляющей сочетание нескольких пластов различной проницаемости /5/.
- •5 Распределение пop по их размерам. Остаточная водонасыщенность.
- •Характеристика исследуемого керна.
- •По этой формуле подсчитываем радиусы пор и заполняем седьмую графу:
- •Определение коэффициента растворимости газа.
- •Расчёт коэффициентов нефте, водо-газонасыщенности породы.
- •6 Удельная поверхность.
- •7 Упругие свойства горных пород.
- •8 Термические свойства горных пород и жидкостей.
- •9 Набухание пластовых глин.
- •Разультаты экспериментальных данных
- •10 Физические свойства нефти в пластовых условиях
- •Вязкость пластовой нефти.
- •Исходные значения параметров
- •Время падения шарика в калиброванной трубке.
- •11 Физические свойства пластовых вод.
- •12 Физические свойства водонефтяных смесей.
- •13 Физические свойства природного и нефтяного газов.
- •Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов.
- •14 Вязкость неньютоновских нефтей
- •15 Молекулярно-поверхностные явления.
- •16 Фазовые состояния углеводородных систем.
- •Компонентный состав нефти и газа.
- •Критические температура и давление смеси газов.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Ш.А. ГАФАРОВ
ФИЗИКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ)
Учебное пособие
УФА 1998
ББК 33.136 УДК 622.276.53 Г 12
Гафаров Ш. А.
Физика нефтяного пласта: Учебное пособие: - Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. - 141 с. JSBN 5-7831-0155-9
В учебном пособии приведены типовые расчеты по определению параметров, физических свойств пород-коллекторов, насыщающих пласт жидкостей и газов. Рассмотрены отдельные приборы и оборудование для экспериментальной оценки параметров нефтесодержащих пород и пластовых флюидов, дано их краткое описание, методика расчетов.
Учебное пособие предназначено для студентов специальности 0907 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", изучающих дисциплины "Физика нефтяного пласта", "Основы физики нефтяного пласта и физических процессов в нефтедобыче".
Табл. 51 Ил. 33. Библиогр. 27 назв.
Рецензент: Доцент кафедры РНГМ УГНТУ Г.Л. Шамаев
Г 1804060200-83 Без объявл.-98 4К4(03)-98
4К4(03)-98
JSBN-7831-0155-9
С Гафаров Ш. А., 1998
С Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1998
1
СОДЕРЖАНИЕ
стр.
Введение.............................................................................................................. 3
1 Пластовое давление..................................................................................... 4
2. Гранулометрический состав породы......................................................... 12
3. Пористость.................................................................................................. ..17
4 Проницаемость горных пород.....................................................................19
5. Распределение пор по их размерам. Остаточная водонасыщенность….36
6. Удельная поверхность горных пород........................................................ 46
7 Упругие свойства горных пород................................................................ 51
8. Термические свойства пород и жидкостей............................................... 55
9. Набухание пластовых глин......................................................................... 61
10 Физические свойства нефти в пластовых условиях................................. .67
11 Физические свойства пластовых вод...........................................................83
12. Физические свойства водонефтяных смесей.............................................. 90
13. Физические свойства природного и нефтяного газов............................... 101
14. Вязкость неньютоновских нефтей.............................................................. 112
15. Молекулярно-поверхностные явления на границе раздела фаз.............. 121
16. Фазовые состояния углеводородных систем............................................. 130
Литература.................................................................................................... 138
Приложения.................................................................................................. 141
2
1 Пластовое давление.
Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.
Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:
(1.1)
где L - глубина точки пласта, м.
Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, связаны с поверхностью земли.
Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых районах.
При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:
(1.2)
Здесь рж - плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
ру - давление на устье скважины, Па.
Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (Рy = 0), то пластовое давление
Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.
В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.
3
Расчёт приведённого пластового давления.
Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.
Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.
Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:
РпР =рпл± 0,00981 ∆Н рн,
где рпл - измеренное пластовое давление в скважине, Па;
∆Н - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.
Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена выше плоскости приведения, знак минус - когда эта точка находится ниже плоскости приведения
Задача 1.1 Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий (табл. 1.1) / 1 /.
Решение. 1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:
hн = LC- hcm = 1870 - 37 = 1833 м.
4
Таблица 1.1
Наименование параметра |
Значение параметра |
||||
Варианты заданий |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Глубина скважины Ln м |
1870 |
1920 |
1710 |
1750 |
1780 |
Статический уровень м |
37 |
46 |
43 |
47 |
34 |
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м5 |
870 |
878 |
869 |
891 |
873 |
Плотность пластовой нефти рпр кг/м3 |
805 |
811 |
796 |
834 |
807 |
Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насыщения, м2
2) Вычисляем среднюю плотность нефти:
3) Пластовое давление будет равно:
Pпл=hн н g 10-6=1833837,5 9,81 10-6=15,06 МПа
Задача 1.2 Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):
5
Таблица 1.2
Наименование параметра
|
Значение параметра |
||||
|
Варианты заданий |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Глубина скважины Lc, м |
2650 |
2540 |
1853 |
2324 |
2274 |
Давление на устье остановленной скважины py МПа |
8 |
8,6 |
7,4 |
7,7 |
9 |
Давление насыщения рнас, МПа |
11,3 |
12.9 |
11.4 |
8.7 |
9,3 |
Забойное давление pзаб, МПа |
11,3 |
12,9 |
11,4 |
8,7 |
9,3 |
Температура на устье остановленной скважины tу °С |
20 |
40 |
20 |
40 |
20 |
Пластовая температура tпл °С |
70 |
80 |
70 |
80 |
70 |
Коэффициент сжимаемости нефти βн 10-4 МПа-1 |
6,5 |
5,8 |
6,2 |
5,4 |
6,4 |
Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2
Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо использовать формулу:
Pпл =
6
Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.
1 - 20°С,
2 - 70°С;
3 -45°С.
Средняя плотность нефти в скважине pn, зависит от давления и температуры.
По существу, решение данной задачи сводится к расчёту pn(p,t).Принимая линейный закон
распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:
t=ty+tпл = (20 + 70)/2 = 45°С
Используя графические зависимости р, = f (p.t) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от ру до pпл . По кривой 3 находим среднюю плотность нефти в интервале давлений от ру = 8 МПа до pm = 11,3 МПа; рн = 775 кг/м3.
Рассчитываем пластовое давление:
pпл = 2650 775-9,81 10-6+ 8 = 28,15 МПа.
7
При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в области давлений от рнас = 11,3 МПа до рм = 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м3. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при р„ s 28,15 МПа, если плотность нефти при рнас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м3 (рис. 1.2 кривая 3).
Коэффициент сжимаемости нефти Д принимаем равным 6,5-10-4/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:
или
Средняя плотность нефти в интервале давлений от рнас до рпл,
Рнср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м3.
Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от
ру = 8 МПа до Рнас = 11,3 МПа и от Рнас = П,3 МПа до рпл = 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м3. Для данных условий нетрудно рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от ру = 8 МПа до рпл = 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м3.
Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при
рпл = 2650 776,8 9,81·10-6 + 8 = 28,19 МПа.
Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области р > Рнас:
8
Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Рнас до Рпл.
Задача 1.3 Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:
Таблица 1.3
Наименование параметра |
Абсолютное значение Варианты заданий |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1. Глубина отметки ВНК НВНК, м |
1250 |
1201 |
1300 |
1280 |
1300 |
2. Пластовое давление в точках, МПа: |
|
|
|
|
|
Ра |
17,9 |
16,8 |
18,9 |
18,0 |
19,9 |
Рв |
16,5 |
15,6 |
17,3 |
17,1 |
18,5 |
pc |
17,2 |
16,2 |
18,2 |
17.6 |
19,2 |
3. Глубина замеров пластового давле- |
|
|
|
|
|
ния в точках, м: |
|
|
|
|
|
Lа |
1756 |
1706 |
1805 |
1786 |
1836 |
Lв |
1451 |
1401 |
1503 |
1481 |
1531 |
Lc |
1535 |
1485 |
1582 |
1561 |
1615 |
4. Альтитуда скважин в точках, м: |
|
|
|
|
|
Ал1 |
427 |
411 |
407 |
421 |
441 |
Ал2 |
272 |
268 |
277 |
281 |
301 |
Ал3 |
276 |
279 |
281 |
290 |
310 |
5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м3 |
0,76 |
0,78 |
0,74 |
0,73 |
0,75 |
6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м3 |
1,1 |
1,07 |
1,09 |
1,06 |
1,09 |
Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (рвнк) по данным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (hA). Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:
НА = LA – Aл1 = 1756 - 427 = 1329 м.
9
Из рис. 1.1 видим, что
hA = НА - Hвнк = 1329 - 1250 = 79 м.
Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем
Рвнк = Ра - 0,00981- hA ρв = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.
2) Определим рвнк по данным замера давления в т.В. Рассуждая аналогично, найдём:
Нв = LB - Ал2 = 1451 - 272 = 1179 м.
Тогда
hB = НBHK – НB = 1250 - 1179 = 71 м.
Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:
РBHK = РB + 0,00981· hB ρn = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.
3) Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.
Нс = Lc – Ал3 = 1535 -267 = 1268 м,
hc= 1268- 1250= 18 м,
Рвнк = 17,2 - 0,00981 18 1,1 = 17,01 МПа.
Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое Рвнк.
Рвнк=
10