Лекция № 7. 2) прочность на сжатие и разрыв

Механические св-ва г.п.

1) упругость г.п.

2) прочность на сжатие и разрыв

3) пластичность г.п.

Упругие св-ва г.п.: на состояние пласта, режим его работы, существенной влияние могут оказывать упргость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н. и В. в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствии того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и г.п. не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Р_пл в результате расширения ж-тей и уменьшения V_пор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки Н. пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающих пласт флюидов.

Упругую эн. г.п. принято хар-ть коэф-ми сжимаемости. Различают три коэф-та сжимаемости пород:

1) коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:

(1)

β₀ - коэф-нт сжимаемости образца, β₀ → Па^-1

V₀ – начальный объем пл. образца, м³

∆V₀ – изменение объема г.п. при изменении давления ∆Р

«-» условный знак, следовательно что речь идет об условной сжимаемости.

2) коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

(2)

β_n - коэф-нт сжимаемости пор образца породы

V_n – начальный объем порового пространства

∆V_n – изменение объема пор при изменении давления ∆Р на единицу

3) коэф-нт сжимаемости поровой среды:

(3)

Из трех приведенных коэф-ов наиболее значащее получил β_с , который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р → 0,1 МПа

Пределы изменения указанных коэф-ов сжимаемости.

Коэф-нт сжимаемости Па^-1	Пределы изменения
β0	0,3...2 · 10^-6
βn	1,5...7 · 10^-6
βс	0,2...9 · 10^-6

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем следующую связь между β_с и β_n:

β_с = m · β_n (4)

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β^* = m · β_ж + β_с (5)

β^* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па^-1

m – коэф-нт пористости

β_ж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па^-1

В пластовых условиях коллекторские свойства пород в следствии их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, плотных аргиллитов на 6%, а коэф-ты проницаемости для различных пород от 10 до 40 %.

Дата добавления: 2013-12-12