ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 1
ОЦІНКА РАДІУСУ ЗОНИПРОНИКНЕННЯ ФІЛЬТРАТУ ЗА ЧАС ПРОМИВКИ СВЕРДЛОВИНИ
1.1 Мета роботи:
вивчення і закріплення знань методики визначення радіусу зони проникнення фільтратуза час промивки свердловини при оцінці якості розкриття пласта
1.2 Основні теоретичні положення
Густина промивної рідини для розкриття продуктивного пласта вибирається із врахуванням нерівності />.
Технічними правилами ведення бурових робіт рекомендується наступнеспіввідношення густинипромивної рідини і коефіцієнта аномальності: длясвердловин до 1200 м — />, для більш глибоких свердловин />. У дійсності досить часто ці рекомендації невиконуються. Між свердловиною і привибійною зоною пласта завжди виникають великі різниці тисків. Під високим диференційним тискомв продуктивні пласти проникає не тільки фільтрат промивної рідини, але також і тверда фаза, особливо, коли впластах є тріщини або іншого роду великі канали.
Проникнення впласт промивної рідинита її фільтрату веде до зміниструктури порового простору і проникності привибійної зони. Ступінь її зміни залежить від багатьох факторів і зменшується по мірі віддалення від свердловини. У гранулярному пластівсю область, в яку проникли промивна рідина і фільтрат, умовно можна поділитина дві зони: зону кольматації,яка прилягає до свердловини,і зону проникнення фільтрату.
Зниженняпроникності колектора піддією фільтрату промивної рідини, як правило,набагато менше, ніж в результаті кольматаціїчастинами твердої фази. Однак глибина проникнення фільтрату в пласт у багато разів більша товщини зони кольматації. Інтенсивніше фільтратпроникає в пласт у періодбуріння і промивки свердловини. Після припинення промивки швидкістьпроникнення фільтрату зменшується внаслідок утворення малопроникної кірки на стінках свердловини, так і в результаті зменшення порового тиску в промивній рідині в спокої.У першому випадку оцінитимінімально можливий радіус зонипроникнення фільтрату за час промивки свердловини можна наступним чином.
Нехай швидкість динамічної водовіддачі промивної рідини Вg/>, товщина пласта h, радіус свердловини rc/>. За час t промивки свердловини при бурінні в пласт проникає наступний об’єм фільтратуVф:
/>. (1.1)
Припустимо, що фільтрат цілком витіснить пластову рідину ізвідкритих порпристовбурної зони свердловини.Тоді сумарний об’єм відкритих пор, забрудненоїфільтратом зони буде рівний:
/>, (1.2)
де rз — радіус зони проникнення; Коп —відкрита пористість.
Прирівнявши об’єми, одержимо формулу для визначення мінімально можливого радіусузабрудненої зони:
/>/>. (1.3)
Для проведення лабораторноїроботи в таблиці 1.1 подаються наступні вихідні дані:
1.3 Порядок виконання роботи:
1. Згідно з вихідними даними (табл. 1.1)визначити мінімальнийрадіус зони забруднення Фільтратомпристовбурної зони свердловини (м).
2. Зібрати дані розрахунків інших варіантів, звести їх в таблицю 1.2, зробити аналіззалежності радіусу зонипроникнення від часурозкриття пласта бурінням і пористості.
3. Виходячиіз аналізу одержанихрезультатів, зробити висновки про розкриттяпродуктивного пласту.Таблиця 1.1 — Вихідні дані длярозрахункуВаріанти rс Динамічна водовідд. глин. розч., /м3/м2*6 відкр. пористість Коп t — час промивки, години t1 t2 t3 t4 t5 t6 1 0,1
4 * 10-6 0,10 1 10 20 50 80 90 2 0,1
— ” – 0,15 1 10 20 50 80 90 3 0,1 — ” – 0,20 1 10 20 50 80 90 4 0,1 — ” – 0,25 1 10 20 50 80 90 5 0,1 — ” – 0,30 1 10 20 50 80 90 6 0,1 — ” – 0,35 1 10 20 50 80 90 Таблиця 1.2 — Радіуси зонипроникнення та час промивкиВаріанти Відкрита пористість Kон
Час промивки
t, год Радіус зони забруднення, rз t1 t2 t3 t4 t5 t6 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
1.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити:
1. Сформульованумету лабораторної роботи, короткі теоретичні положення з методики розрахунку радіусу забруднення пристовбурної зони свердловини.
2. Варіанти завдань в табличнійформі, розрахункові дані радіусів забруднення всіх варіантів.
3. Заключення тависновки по роботі.
1.5 Контрольні питання
1. Що таке коефіцієнт аномальності.
2. Як вінвраховується при виборігустини промивної рідиниз глибиною?
3. Що таке зона кольматації?
4. Що таке фільтрат і тверда фаза промивноїрідини?
5. Формула для розрахунку радіусу зони проникнення фільтрату.
1.6 Література
1. Е.М.Соловьев. Заканчиваниескважин. — М.: Недра, 1979.
2. Испытание нефтегазоразведочннхскважин в колонне (Ю.В.Семенов,В.С.Войтенко и др.).— М.: Недра, 1983.
Лабораторна робота ?2
ВИЗНАЧЕННЯ ПРОНИКНОСТІ І ОЦІНКА СТУПЕНЮ ЗАБРУДНЮЮЧОЇДІЇ ПРОМИСЛОВОЇ РІДИНИ НА КОЛЕКТОР
2.1 Мета роботи
вивчення ізакріплення знань методики оцінки ступеню забруднюючої дії промислової рідинина колектор для оцінки якості розкриття пласта.
2.2 Основні теоретичні положення
Здатність порідпродуктивних пластів пропускати рідину називається проникністю. Проникними єпрактично всі осадові породи.
Для кількісноїоцінки проникності в лабораторії користуються законом лінійної фільтраціїДарсі, згідно з яким швидкість фільтрації прямо пропорційна градієнту тиску іобернено пропорційна динамічній в’язкості рідини.
/>, (2.1)
де Q — об’ємне витрачання рідини; K — коефіцієнт пропорційності, якийназивається абсолютною проникністю; P1, P2 — відповідно тиск на вході в зразок і на виході із нього; F — площафільтрації; m — динамічна в’язкість рідини; l — довжина зразку пористої породи.
Із формули (2.1) слідує, що абсолютна проникність рівна:
/>. (2.2)
Так як газ єстисненою рідиною, його об’ємне витрачання в різних за довжиною зразках ірозрізах непостійне. Тому при вимірюванні проникності породи для газу у формулу(2.2) необхіднопідставити об’ємне витрачання газу приведене до середнього тиску в зразку. Підсереднім розуміють середньо арифметичний тиск на вході в зразок і на виході ізнього. вважають, що газ розширюється ізотермічно у відповідності із закономБойля-Маріота. З врахуванням вищевказаного, формулу для визначення проникностіпо газу (2.2) можна записати у вигляді:
/>, (2.3)
де Q0 — об’ємне витрачання газу приатмосферному тиску; P0 — атмосферний тиск; m2 — в’язкість газу при нормальнихумовах.
Розмірність проникності в міжнародній системі одиниць
/>.
За одиницюпроникності в 1 м2 приймають проникність такого пористого середовища, череззразок якого довжиною 1 м і площею поперечного перерізу 1 м2 при перепаді тиску1 Па за 1 сек. профільтрується 1 м3 рідини в’язкістю 1 Па*с. На практиці користуютьсяменшою одиницею, яка називається Дарсі (Д).
Проникність в 1 Дрівна 1,02 мкм2, тобто приблизно у 1012 разів менше одиниці проникності в 1 м2. Проникність в 0,001 Д називається мілідарсі. Проникність колекторів нафтових і газових родовищзмінюється від декількох мілідарсі до 2-3 Д. У реальних умовах нафтового абогазового пласта приплив до свердловини проходить в умовах радіальноїФільтрації. Об’ємну швидкість припливу нестисненої крапельної рідини прирадіальній Фільтрації можна знайти за формулою Дюпюї
/>, (2.4)
де h — товщина пласта; Рпл — пластовий тискна контурі живлення; Рс — тиск на стінки свердловини (привибійний тиск); rk — радіус контура живлення свердловини;rc — радіус.
Величину /> прийнятоназивати коефіцієнтом гідропроводності (або просто гідропровідністю) пласта. Ізформули (2.4) слідує, що проникність при радіальній фільтрації однофазноїкрапельної рідини рівна
/> . (2.5)
Аналогічнопроникність при радіальній фільтрації газу рівна
/>. (2.6)
Для проведеннялабораторної роботи в таблицях 2.1, 2.2 подаються наступні дані:
Таблиця 2.1 — Вихідні даніВаріант h, м Рпл, МПа Рс, МПа МПа*с Q, т/добу К, мк/м2 1 5 3,0 2,0 2,6 25,0 2 7 4,5 2,6 -//- 30,0 3 10 5,0 3,7 -//- 35,0 4 12 5,5 3,9 -//- 40,0 5 13 6,0 4,0 -//- 45,0 6 14 6,5 4,6 -//- 50,0 7 15 7,0 5,2 -//- 60,0 8 16 7,5 5,4 -//- 70,0 9 18 8,0 6,0 -//- 75,0 10 20 8,5 6,8 -//- 80,0 11 22 9,0 7,5 -//- 85,0 12 24 9,5 7,8 -//- 90,0 Таблиця 2.2 —Вихідні даніВаріант rk м rc, м r3 мк, м2 К К3, рази 1,7 200 800 0,1 2,0 2,8 300 900 0,1 3,0 3,9 400 1000 0,1 4,0 4,10 500 1100 0,1 5,0 5,11 600 1200 0,1 6,0 6,12 700 1300 7,0
Визначити:
1. Проникність при радіальній фільтрації (К).
2. Зниження проникності всього пласта.
Припустимо, що пласт однорідний, а фільтрація до свердловини є плоско-радіальною. Приплив пластової рідини проходить підвпливом різниці між пластовим тиском Рпл наконтурі живлення радіусом rk і вибійним тиском Рсв свердловині радіусом r3/>. Позначимотиск на зовнішній границі забрудненої зони P3.
Об’ємнашвидкість припливу пластової рідини із свердловинив забруднену зону згідно з формулою (2.4)
/>, (2.7)
а із забрудненоїзони в свердловину
/>. (2.8)
В силунерозривності фільтрації />. Поряд з цим таку ж швидкість припливу при даній депресії /> можна одержати із незабрудненоїзони пласта з проникністю />
/>. (2.9)
Очевидно, що
/>. (2.10)
Підставивши у вираз (2.10) значення різниці тисків, із формул (1.7) і (1.8) одержимо:
/>. (2.11)
Формула (2.11) показує, якому сильномузменшенню середньої проникності всього пластаеквівалентне зменшення проникності вод К до Кз тільки невеликої пристовбурноїзони. Наприклад, якщо радіусобласті живлення />800м, радіус свердловини 0,1 м, радіус забрудненої зони 0,5 м, апроникність останньої в 3 рази менше проникності пласта, тотаке забруднення еквівалентне зменшенню проникності всьогопласта в 1,4 рази, якщо ж проникність забрудненої зони буде в 6разів менше, це рівносильнезниженню проникностівсього пласта в 1,9разів.
2.3 Порядок виконання роботи
1. Згідно звихідними даними (таблиці 1, 2) визначити проникність (К) за формулою (2.5).
2. Радіусзабрудненої зони (rз) взяти із попередньоїроботи.
3. Визначитизниження проникності всього пласта за формулою (2.11).
4. Виходячиз аналізу одержаних результатів, зробити висновки про забруднення промивноюрідиною пласта колектора.
2.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити
1.Сформульовану метулабораторної роботи, короткі теоретичні положення з методики розрахункупроникності і зниження проникності всього пласта.
2.Варіанти завдань в табличнійформі, розрахункові дані зниження проникності пласта всіх варіантів.
3.Заключення та висновки пороботі.
2.5 Контрольні запитання
1.Що таке абсолютнапроникність?
2.Розмірність проникності та їївизначення.
3.Формула для визначенняпроникності.
2.6 Література:
1. Е.М.Соловьев.Заканчивание скважин. — М.: Недра, 1979.
2. Испытание нефтегазоразведочных скважин вколоне (Ю.В.Семенов, В.С.Войтенко и др.). — М.: Недра, 1983.
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 3
Оцінказабруднення привибійної зони пласта при визначенні скінефекта.Методика оцінки впливу промивної рідини на колекторські властивостіпродуктивного пласта
3.1 Мета роботи
вивчення ізакріплення знань методики оцінки впливу промивної рідини на колекторськівластивості продуктивного пласта.
3.2 Основні теоретичні положення
Часто для оцінкивпливу забруднення на колекторські властивості пристовбурної зони пластакористуються поняттям про скін-ефект (від англійського слова skin — шар). Перепад тисків, який необхідний для підтримання об’ємноїшвидкості фільтрації Q через забруднену зону, легко знайти із формули:
/>. (3.1)
Якщо ця зона незабруднена, для забезпечення такої ж швидкості фільтрації необхідний перепадтисків:
/>. (3.2)
Віднімаючи відформули (3.1) формулу (3.2),одержимо вираз для визначення додаткового перепадутиску, який необхідний для підтримки незмінної швидкості фільтрації Q після забруднення пристовбурноїзони:
/>. (3.3)
Величину
/>, (3.4)
свердловинаколектор пласт забруднення
де /> — скін ефект.
Із формули (3.4) видно, що величина скін-ефектаможе бути як додатньою, так і від’ємною. Якщо />, це означає, що під впливомпромивної рідини колекторські властивості пристовбурної зони погіршились. Якщо />, проникність пристовбурної зони покращилась в порівняні з проникністютієї частини пласта, в яку промивна рідина не проникла. При розробці рецептури промивної рідини для розкриття продуктивного пластаважливо правильно оцінити можливу ступінь впливу її на колекторськівластивості. Один із способів такої оцінки полягає в тому, що в лабораторіївимірюють проникність зразків колектора для нафти (газу) до забруднення (К) і після забруднення (Кз); напрям рухуфільтрату промивної рідини через зразок при забрудненій протилежно напрямкуфільтрації нафти при визначенні проникності, величину відношеннянафтопроникності зразку після забруднення і до забруднення називаютькоефіцієнтом відновлення проникності (Квід). Чим менший коефіцієнт відновленняпроникності, тим сильніша забруднююча дія промивної рідини на колекторськівластивості пористого середовища.
3.3 Порядок виконання роботи
1. Визначитискін-ефект за даними попередньої роботи для свого варіанту.
2. Згідно звихідними даними (таблиця 3.1) визначити коефіцієнт відновлення проникності.
3. Виходячиіз аналізу одержаних результатів і таблиці 3.2, зробити висновки прозабруднення привибійної зони продуктивного пласта і забруднюючі дії різнихпромивних рідин.
Таблиця 3.1 —Вихідні дані для визначення коефіцієнта відновленняПорода Початкова проникність, МКм2 Проникність після забруднення, МКм2 Вид промивної рідини Коефіцієнт відновлення, Квід Глинистий пісковик 0,60 0,35 Прісна вода Глинистий пісковик 0,47 0,20 Прісна вода Пісковик 1,2 0,67 Пластова вода Пісковик 1,8 0,67 Пластова вода Глинистий пісковик 1,1 0,70 1% розчин NaCl Глинистий пісковик 1,0 0,80 1% розчин NaCl
Таблиця 3.2 —Коефіцієнти відновлення проникностіВид промивної рідини Коефіцієнт відновлення проникності Водопровідна вода 0,60 Глинистий розчин 0,72 Глинистий розчин оброблений УЩР 0,47 Глинистий розчин оброблений КМУ 0,62 Глинистий розчин на нафтовій основі 1,00
3.4 Контрольні запитання:
1. Як діють різні промивні рідинина привибійну зону пласта колектора?
2. Що таке проникність?
3. Що таке скін-ефект?
3.5 Література
Е.М.Соловьев. Заканчивание скважин. —М.: Недра, 1979.
Лабораторна робота №4
ВИЗНАЧЕННЯГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ
4.1Мета роботи
визначення ізакріплення знань методики розрахунку густини промивної рідини для розкриттяпродуктивного пласта при рівновазі тисків: пластового і промивної рідини.
4.2 Основні теоретичні положення
При бурінніглибоких свердловин (до 5000 м і нижче), продуктивні горизонти в більшостівипадків розкриваються з репресіями на пласти. Нам уже відомі наслідкинеякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів з перевищенням гідростатичноготиску над пластовим, особливо на родовищах з АВПТ, де використовуютьсяобважнені промивні рідини.
Вказаний фактормає місце при бурінні на розвідувальних площах Передкарпатського прогинуРожнятів, Космач-Покутський, Ольховка та ін., де при розкритті нафтоносних пластіввикористовувався обважнений буровий розчин густиною /> кг/м3. Репресія на пласти прицьому досягала 15-20 МПа. Внаслідок чого при хорошій геофізичній характеристиціпластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. При бурінні свердловин втаких умовах в результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв’язкупластів з свердловиною має місце невиявлення нафтогазоносних пластів привипробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних робочих дебітів.
В.Д.Зільберманвказує, що на основні знання закономірності розподілу пластових тисків впокладах при вмілому маневруванні нашими можливостями можна покращити якістьрозкриття пластів. Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжнихколон в продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на пласти.
Обмеженнявеличини репресії густини промивної рідини на пласти дозволить підвищитиефективність геофізичних робіт і газового каротажу. При розкритті розрізу звеликими репресіями на продуктивні пласти проходить витіснення газу від стіноксвердловини. У промивну рідину попадає тільки незначна частина газу і на кривійгазопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. Уданому випадку пласти з кращими колекторськими властивостями будуть задавлені ізаглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будутьзадавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік нагазокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивну рідинунизькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у вигляді зон зпідвищеною газоносністю. На думку К.А.Анілієва, гідродинамічні процеси, яківикликають викиди, поглинання промивної рідини, прилипання інструменту достінок свердловин, обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше,чим більша дисгармонія між градієнтами.
Найраціональнішебуріння “на балансовій рівновазі” між тиском флюїдів в порах і гідростатичнимтиском промивної рідини в свердловині.
За даними ЦНДЛоб’єднання “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск промивної рідини повиненперевищувати не більш ніж на 8-10% пластовий тиск. К.А.Анілієв, роблячипосилання на досвід буріння свердловин США, рекомендує цю величину підтримуватив межах 0-3,5 МПа. У такому випадку при своєчасно виявленому моменті входженняв зону з АВПТ і при вірній оцінці величини тиску з’являється можливістьбезаварійного буріння свердловини. Є можливість здійснювати контроль запластовим тиском в процесі буріння свердловини і проводити її на мінімальнонеобхідній густині промивної рідини.
Таблиця 4.1 —Вихідні даніН, м
/>, кг/м3
/>п, Ом*м Н, м
/>, кг/м3
/>п, Ом*м 1000 2400 5 1500 2450 6,8 1100 2420 5,2 1550 2470 7,0 1150 2430 5,4 1600 2480 7,2 1200 2435 5,7 1670 2480 7,4 1230 2440 5,9 1700 2490 7,6 1300 2450 6,0 1750 2500 7,9 1350 2460 6,0 1800 2510 8,1 1380 2470 6,5 1830 2520 8,3 1400 2480 6,8 1900 2530 8,5 1450 2510 7,2 1940 2540 8,6 1470 2510 7,8 1980 2540 8,9 1500 2515 7,9 2050 2550 9,2 1550 2520 8,1 2100 2560 9,5 1570 2530 8,4 2140 2570 9,8 1600 2540 8,8 2180 2580 9,0 1650 2470 7,1 2200 2520 8,2 1700 2460 6,5 2240 2510 8,0 1740 2450 5,0 2270 2500 6,0 1800 2440 5,0 2300 2490 5,2 1850 2430 4,8 2325 2490 5,2 1880 2420 3,8 2380 2480 4,4 1900 2420 3,2 2400 2480 4,4 1950 2420 3,2 2450 2480 4,1 2000 2420 3,2 2500 2480 4,1 Таблиця 4.2 —Результати підрахункуВаріанти Н, м Ра, МПа 1 1850 2 1900 3 2000 4 2400 5 2500
/>
Рисунок 4.1 —Графік змін густини води (а) і аргілітів (б) з глибиною для внутрішньої зониПередкарпатського прогину
4.3 Порядок виконання роботи
1. Будуютьсяграфіки зміни густини глинистих пластів з глибиною (електрич-ного опору таін.).
2. Заграфіками встановлюється інтервал нормальної зміни параметрів глин з глибиною івиділяються зони аномального пластового тиску.
3. Дляглибини розрахунку (Н) порового тиску знаходиться еквівалентна глибина (Не), наякій глини мають таку ж величину параметру, як і на глибині (Н), тобто, скелетпороди має на глибині Н і Не однакову ефективну напругу і характеризуєтьсяоднаковою ефективною густиною.
Основне рівняння цієї методики має вигляд:
/>, МПа (4.1)
де Pa — аномальний пoровий тиск на глибині Н, МПа; />, /> — серед-ньозважене значення потовщині в кг/м3 знaченнягустини порід на глибині Ні і Не; /> — густина мінералізованої води(визначена по графіку), кг/м3.
Для визначенняаномального тиску за даними електрометрії використо-вують формулу:
/>, (4.2)
де /> — гідростатичний тискстовпа рідини на глибині визначення />; />, /> — відповідно на глибинівизначення />,значення електричного опору в Ом*м.
4.4 Контрольні запитання
1. Що таке коефіцієнт аномальності?
2. Що такеаномальний тиск?
4.5 Література
1. Чорний М.І. Розробкаметодики прогнозування аномально високих тисків за даними геофізичнихдосліджень свердловин для внутрішньої зони Перед-карпатського прогину. Дис. наздобуття наукового ступеня канд. геол.-мін. наук. — Івано-Франківськ, 1982.
ЛАБОРАТОРНАРОБОТА №5
ВИЗНАЧЕННЯ ГРАДІЄНТА ТИСКУГІДРОРОЗРИВУ ПЛАСТА НА ОСНОВІ ДАНИХ ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ
5.1 Мета роботи
визначення ізакріплення знань методики оцінки градієнта тиску гідророзриву пласта на основігеофізичних досліджень для розкриття проодуктивного пласта в оптимальнихумовах.
5.2 Основні теоретичні положення
Для проектуванняраціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення безускладнень до проектної глибини, необхідно мати достовірні дані про значенняпорового тиску (пластового) і тиску гідророзриву пласта. Ці дані повинні такожвраховуватись при виборі густини промивної рідини для оптимального розкриттяпродуктивного пласта.
Відомо, щоградієнти тиску розриву пласта пов’язані з поровим (пластовим) тиском,літологією, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станомгірських порід.
Практика буріннясвердловин в Передкарпатському прогині показує, що визначення нижньої границігустини бурового розчину, виходячи з умов попередження проявів, є необхідним,але не достатнім для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильнорозущільнених глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта,навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою попередженнявикидів, приводить до гідравлічного розриву пласта. Це викликає інтенсивнепоглинання бурового розчину з подальшим викидом. Верхню границю густинибурового розчину можна визначити за формулою:
/>, (5.1)
де rв — верхня межа густини бурового розчину, кг/м3; gн — прискорення вільного падіння, м/с2; h — глибина залягання підошви пласта, м; Рпор — поровий (пластовий) тиск,н/м2; m —коефіцієнт Пуассона; Gсп — напруга скелету породи, H*м2
/>, (5.2)
де Ргір —гірський тиск порід, Н/м2.
Для визначення гірського тиску на основі проведенихзамірів побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатськогопрогину (рис. 5.1). Для побудови графіка використана залежність (5.2).
/>
Рисунок 5.1 — Зміна геостатичного тиску з глибиною
/>, (5.3)
де />п(Н) — об’ємна масапороди, як функція її залягання.
Поровий тиск можебути визначений за даними зміни густини породи з глибиною, або за данимигеофізичних досліджень свердловин (лабораторна робота №4).
Для експресноговизначення градієнта тиску розриву пласта можна вико-ристати номограму (рис.5.2), побудовану на основі рівняння (5.1). На номогра-мі знаходять необхіднуглибину і проводять горизонталь до перетину з лінією коефіцієнта аномальностіпорового тиску. Далі опускають перпендикуляр до абсциси, на якій знаходятьзначення градієнта тиску розриву пласта, що еквіва-лентно верхній межі густинибурового розчину при бурінні в даному інтервалі.
/>
Рисунок 5.2 —Номограма для визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
Достовірністьрезультатів досліджень була підтверджена шляхом аналізу ускладнень, щопов’язані з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше прирозбурюванні піщано-глинистих порід на родовищах Прикар-паття.
Величинуградієнта тиску розриву пласта можна визначити із залежності його від градієнтапорового тиску. На основі статистичної обробки даних геофізичних та іншихдосліджень для умов Передкарпатського прогину одер-жана залежність
/>. (5.4)
Градієнт поровоготиску можу бути визначений за даними геофізичних досліджень (лабораторна робота№4).
Оперативноотримані дані про тиск гідророзриву пласта, дають можли-вість регулюватигустину бурового розчину у визначених межах. Використання бурових розчинівзавищеної густини приводить до ускладнень в процесі буріння свердловини.Таблиця 5.1 —Вихідні даніВарі-анти Н, м
/>н, кг/м3
/>в, кг/м3 Коефіц. Пуассона
/>в, кг/м3, за формулою
/>н, кг/м3, за номограмою
1
2
3
4
5
6
1850
1900
2000
2400
2450
2500
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
5.3 Порядок виконання роботи:
1. Взявшипорові тиски на глибинах за варіантом визначити верхню і нижню межі густинибурового розчину для буріння свердловини в заданому інтер-валі.
2. Визначеннязробити за загальною формулою, за формулою для регіону та за номограмою.
5.4 Контрольнізапитання:
1. Від чого залежить гідророзрив пласта?
2. Що такекоефіцієнт Пуассона?
5.5 Література:
У.Х.Фертль.Аномальные пластовые давления. / Пер. санглийского. — М.: Недра, 1980.
Лабораторна робота № 6
ВИЗНАЧЕННЯПРОЕКТНОГО КОЕФІЦІЄНТА НАФТОВІДДАЧІ ДЛЯ НОВИХ ПОКЛАДІВ З ВОДОНАПІРНИМ РЕЖИМОМ
6.1 Мета роботи
Закріплення знаньметодики визначення проектного коефіці-єнта для нових покладів з водонапірнимрежимом.
6.2 Основні теоретичні положення
Поклади нафтихарактеризуються великою різноманітністю геологічної будови продуктивнихпластів, їх колекторських властивостей, фізичних властивостей нафти і іншихфакторів, які впливають на величину нафтовіддачі.
Для новихпокладів нафти, де за геолого-промисловими даними очікують водонапірний режим, проектний коефіцієнтнафтовіддачі визначають залежно від співвідношення в’язкостінафти і води, />проникності колекторів і ступенянеоднорідності продуктивного пласта і його літології. Залежно від літологіївизначення коефіцієнта нафтовіддачі ведеться окремо для теригенних ікарбонатних колекторів.
Ступіньнеоднорідності визначають за величинами коефіцієнтів піщанистості (Кп) ірозчленованості (Кр) продуктивного пласта. До однорідних пластів відносятьтакі, для яких Кп дорівнює більше 0,75 і Кр менше 2,1, а до неодно-рідних —коли Кп менше 0,75, а Кр більше 2,1.
Визначеннякоефіцієнта нафтовіддачі h проводиться за допомогою графіків залежності h від співвідношення в’язкості/> іпроникності пласта, побудованих окремо для однорідних і неоднорідних теригеннихколекторів (рис.6.1).
У виданихіндивідуальних завданнях необхідно визначити проектний кое-фіцієнт нафтовіддачіh покладів нафти, якіпов’язані з теригенними колекто-рами різного ступеня неоднорідності містятьнафту різної характеристики.
Для визначенняпроектного коефіцієнта нафтовіддачі даються наступні вихідні дані:
а) розрізипробурених пошуково-розвідувальних свердловин в межах продуктивного інтервалу,які характеризують неоднорідність продуктивного пласта;
б) дані пропроникність продуктивного пласта в окремих свердловинах;
в) дані пров’язкість пластової води.
Приклад:
На покладіпробурено11 свердловин, план розташування яких показано на рис. 6.3.
/>
Рисунок 6.3 — План розташування свердловин (дляпобудови карти проникності)
Проникністьколекторів показана, в таблиці 6.1, дані про загальну і ефективну товщинипласта в таблиці 6.2. В’язкість нафти в пластових, умовах дорівнює 4,8 Па*с,в’язкість пластової води — 1 Па*с.
Завдання: визначити проектнийкоефіцієнт нафтовіддачі.Таблиця 6.1 —Проникність колекторів№ свердловин
Проникність, мкм2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0,182
0,60
0,108
0,129
0,075
0,152
0,115
0,044
0,112
0,084
0,109 Таблиця 6.2 —Загальна ефективна товщина пласта№ свердловин Товщина пласта, м Число пропластків колекторів Загальна | Варіанти Ефективна 1 2 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
18,1
17,8
17,6
19,2
19,1
19,0
18,2
18,8
18,5
19,6
18,0
19,8
19,6
19,4
20,6
20,6
19,2
20,2
19,6
19,6
20,0
19,0
20,3
20,5
21,0
22,6
21,4
20,7
19,4
19,8
20,7
21,7
18,0
15
13
13,8
15,2
13,0
15,5
16,4
14,0
14,2
15,6
12,6
3
3
3
3
3
2
2
3
3
3
2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
21,2
22,1
17,3
16,2
18,1
18.3
16,1
17,2
18,3
18,0
20,2
16,1
17,2
18,3
17,2
16,8
17,2
18,0
19,2
20,1
21,2
22,0
20,1
22,3
18,1
19,2
19,1
17,2
18,3
20,4
21,2
20,4
21,0
14,0
13,2
12,4
14,8
15,6
14,2
16,0
13,3
14,5
14,2
15,0
4
2
3
2
3
3
2
3
2
4
2
6.3 Порядок виконання роботи:
1. Визначаємоступінь геологічної неоднорідності продуктивного пласта. Для цього вираховуємо Кп і Кр:
а) Коефіцієнт піщанистості (Кп) — це відношеннясередньої ефективної товщини до середньої загальної товщини пласта. В межахпокладу його визначають за такою формулою
/>, (6.1)
де hефі — ефективнатовщина пласта в і-тій свердловині, м; ni — загальна товщина пластів в і-тій свердловині, м; n — число свердловин.
Дані длявизначення Кп беремо з таблиці 6.2. Підставляючи величини товщин в формулу(6.1) визначаємо Кп :
/>
/>.
б) Коефіцієнтрозчленованності (Кр) — відношення числа пропластківколекторів, просумованих для всіх свердловин до числа свердловин:
/>,
де Ni — число пропластківколекторів в і-тій свердловині; n — кількість свердловин.
Підставляючи значення Ni з таблиці 6.2в формулу (6.2), визначаємо Кр:
/>.
Виходячи з одержаних значень Кп і Кр визначаємо, що пласт єнеоднорідним.
2. Визначаємо середнюпроникність пласта, як середньозваженувеличину по площі. Для цього будуємо карту проникності (рис. 6.3). Маючи карту про-никності,визначаємо середньозваженупроникність по площі за формулою
/>, (6.3)
де Кі — середнє значення проникності між двома сусідніми ізолініями; />
fi — площа міжсусідніми ізолініями.
Заміри площі між двомасусідніми ізолініями проводять за допомогою планіметра.Дані по Кі і fi заносять в табл. 6.3. Підставивши значення Кі і fi в формулу (6.З)визначаємо Ксз
/>,
/>
Таблиця 6.3 — Визначення проникності і площі
Середня проникність порід між сусідніми ізолініями, мкм2
Площа між двома
сусідніми ізолініями, м2
0,040
0,051
0,071
0,092
0,112
0,133
0,153
0,173
78125
640625
1562500
1500000
3062500
3546875
1765645
453125
3. Визначаємо співвідношення в’язкостей нафти і води впластових умовах:
/>. (6.4)
Підставляючизначення /> і/> в формулу (6.4) визначаємо:
/>.
4. Визначаємопроектний коефіцієнт нафтовіддачі.
За одержаними величинами коефіцієнтів Кп і Кр встановлено, що пластнеоднорідний або однорідний, тому для визначеннякоефіцієнта нафтовіддачікористуємось графіком, зображеним на рисунку (6.1)або (6.2). У нашому при-кладізнаходимо величину h по кривій, яка відповідає проникності (0,102-0,306мД) при /> Віндорівнює 0,47.
6.4 Контрольні запитання:
1. Що таке коефіцієнт піщанистості?
2. Які пласти вважаютьсяоднорідними а які неодно-рідними?
6.5 Література:
1. ЖдановМ.А. Нефтепромысловая геологияи подсчёт запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1970.