Пласта (пористость, проница-оооооооооооооооооооооооооооооооооооорооооооооооооооо ооооо

Зональная неоднородность.

Слоистая неоднородность.

Многослойный пласт -неоднородность по толщине пласта.

Пропластки -гидравлически изолированы, либо гидравлически сообщающиеся.

В пределах каждого пропластка фильтрационные параметры постоянны, а на границе соседних они претерпевают скачок.

Если течение потенциально, то полный дебит пласта определяется как сумма дебитов всех пропластков.

Квазиоднородное приближение:

Пласт по площади состоит из нескольких зон различных фильтрационных параметров, на границах которых данные параметры меняются скачкообразно.

Массовый дебит постоянен и равен:

Квазиоднородное приближение:

76. Идеализированные модели трещиновато-пористых коллекторов:

77. Параметры трещинной среды:

-трещиноватость- отношение объёма трещин V_т ко всему объёму V трещинной среды.

-густота- отношение полной длиныå l_i всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f

-раскрытость- ширина трещины. m_т=a_тГd_т,

78. Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО₃, доломита – СаСО₃· МgСО₃, соды – Na₂СО₃, поташа – K₂СО₃, сидерита – FeСО₃ и других. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

79. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил.

Прочностьна сжатие, растяжение, изгиб, сдвиг горной породы оценивается через модули, представляющие собой сопротивление, которое оказывает данное тело различным видам деформации.

80. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

81. Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы:

1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);

2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;

3) стратиграфические условия залегания;

4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.

82.

p_г - горное давление Для пористого элемента породы Коэффициент объемной упругости

83. Пьезопроводность— параметр, характеризующий скорость перераспределения давления в упругом пласте в связи с изменением пористости и проницаемости. В зоне насыщенной нефтью, она имеет меньшее значение, чем в зоне, насыщенной водой. (м²/с)

,

где k—коэффициент проницаемости в м²; μ_ж—динамическая вязкость жидкости в Па·с; β_ж и β_с—коэффициенты объемной упругости или коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта (пористой среды) в Па ^–1; β^* — коэффициент упругоемкости пласта в Па ^–1;

84. Тепловые свойства горных пород характеризуются следующими физическими параметрами:

• удельной теплоёмкостью;

• коэффициентом теплопроводности;

• коэффициентом температуропроводности.

85. Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на 1° [ дж/(кг • К) ]

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород.

Удельная теплоёмкость для горных пород, слагающих нефтяные залежи, изменяется в небольших пределах 0,4 – 1,5 кДж/(кг·К).

86. Коэффициент теплопроводности (λ) характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры (dT/dx), равном единице [ вт/(м • К) ]

К о э ф ф и ц и е н т т е п л о п р о в о д н о с т и возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.

С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается.

87. Коэффициент температуропроводности (α) горных пород характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорости распространения изотермических границ [ м²/сек ].

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низкая, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.

88. Коэффициенты линейного (α _L) и объёмного (α _V) теплового расширения характеризуют

изменение размеров породы при повышении тем-ры на dT [1/K]

89. Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют:

-детерминированные

-вероятностно-статистические.

90. Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта.Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов.

Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистичес-кие характеристики, что и реальный.

91. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем от рассматриваемой точки пласта.

Модель зонально-неоднородного пласта – это пласт, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

Модель зонально-неоднородноrо и слоисто-неоднородноrо пласта объединяет характеристики предыдущих двух моделей.

92. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин, которая определяет проницаемость пласта.

Дата добавления: 2015-04-24