Упругий режим

самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Условием

существования этого режима является

регулярного питания;

обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие

газовой шапки;

наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

превышение пластового давления над давлением насыщения.

происходит в пределах самой залежи,

во всей системе, питающей залежь

упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта

при снижении давления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.

объема и показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем

жидкости при изменении давления на единицу:


Для различных нефтей отечественных месторождений н=(730)10-1 1/ГПа; для пластовых вод в=(2,75)10-1 1/ГПа;
для пород, слагающих продуктивные пласты,
с=(0,32)10-1 1/ГПа.

нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

βн:



Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора.

единице объема пласта при изменении в нем давления на единицу.

в неустановившемся прямолинейно-параллельном фильтрационном потоке упругой жидкости
 =0,1 5

м2/с

Дебит галереи скважин

функция, значения которой имеются в таблицах

методы исследования пластов и скважин, связанные с замерами пластовых и

забойных давлений, называются пьезометрическими.

при гидродинамическом исследовании измеряют восстановление забойного давления после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным дебитом. Давление измеряют с помощью скважинных глубинных манометров и строят график изменения давления с течением времени – кривую восстановления давления (КВД).

призабойной зоны :
для удаленной зоны

потоке:
а) давление по длине пласта изменяется по параболическому закону, зависимость

Р2(x) - линейная;
б) объемный расход газа, приведенный к атмосферному давлению, постоянный по длине пласта;
в) скорость фильтрации и градиент давления возрастают при приближении к галерее. Физически возрастание скорости фильтрации вдоль газового потока происходит за счет расширения газа при снижении давления.

поэтому в газовом потоке, в отличие от потока жидкости, имеет

место резкое падение давления вблизи скважины и весьма малое – вдали от нее. Площадь и объем пласта с пониженным давлением вблизи скважины значительно меньше объема газового пласта в целом. Поэтому в газонасыщенном пласте давление повсюду считается одинаковым, приблизительно равным давлению на контуре питания;
б) градиент давления и скорость фильтрации вблизи забоя газовой скважины резко возрастают как за счет уменьшения r, так и за счет падения давления Р.

Индикаторная диаграмма при фильтрации газа строится в координатах

Индикаторная диаграмма при фильтрации газа строится в координатах и в установившемся плоскорадиальном потоке имеет прямолинейный характер

них занимает только часть порового пространства. Насыщенность элемента пористой среды

данной фазой Si = Vi/Vn, где i= 1,2 (S1, S2— насыщенность смачивающей и несмачивающей фазами), Vi — объем среды, занятой жидкостью, Vn— общий объем активных пор в данном элементе.
S1 + S2=1,S1=S.

коэффициенты вязкости жидкостей; p12— разности давлений в соответствующих фазах; k12*

— фазовые проницаемости, зависящие от природы пористой среды, ее абсолютной проницаемости k, от насыщенности пористой среды каждой фазой.

При описании двухфазных течений обычно вместо фазовых проницаемостей вводят «относительныепроницаемости» kiфаз, определяемые из отношений:

k12 =

i = 1 будем относить к более смачивающей фазе -

воде (в системе вода-нефть), а индекс i = 2 - к менее смачивающей жидкости - нефти;

значениях насыщенности эта фаза неподвижна.

Движение первой фазы может происходить

только в том случае, если S>S* (для водонефтяной системы S* называют насыщенностью связанной водой).

Для второй фазы связанная насыщенность 1—S*и называется остаточной нефтенасыщенностью.

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения S меньше 1:

k1(S) + k2(S)1 0

тогда как величина к2(S) при S*, близка к единице.

Это

означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение несмачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной несмачивающей фазы значительно «стесняет» движение смачивающей фазы.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность

только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор,

неподвижны.

При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть.

Затененные области, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-нефть. В центре диаграммы расположена область насыщенностей, при которых в потоке одновременно движутся три фазы.

фаз.

Противоположные эти вершинам стороны соответствуют отсутствию данной фазы в породе.

В

каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице.

Кривые линии отделяют на диаграмме возможные области одно-, двух- или трехфазного течения.

фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей Sн и

Sв (газонасыщенность Sг=1-Sн-Sв):
Кн=Кн(Sн,Sв);
Кв=Кв(Sн,Sв);
Кг=Кг(Sн,Sв).

фильтрации газожидкостных систем к задачам движения однородной несжимаемой жидкости в

пористой среде:

Н(р) =