Коэффициент объемной упругости

Под объемной упругостью (сжимаемостью) пористой среды или насыщающей пласт жидкости понимается способность последних изменять свой первоначальный объем под действием приложенных сил давления. Это свойство имеет большое значение, и его необходимо учитывать при гидродинамических расчетах, так как благодаря объемной упругости перераспределение давления в пласте происходит не мгновенно, а постепенно.

Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент объемной упругости пород (коэффициент сжимаемости) нефтяных месторождений может меняться в широких пределах , 1/МПа в зависимости от сцементированности и уплотненности скелета.

Значение коэффициента сжимаемости пород определяется лабораторными исследованиями. Также его можно оценить по корреляционной зависимости Холла-Щелкачева:

, (4.12)

где – коэффициент сжимаемости пород, 1/МПа.

Коэффициент сжимаемости пластовой газонасыщенной нефти

В условиях залегания пластов, наиболее характерных для Западной Сибири (давление до 35 МПа, температура до 100°С), коэффициент сжимаемости в основном определяется составом смеси и в зависимости от молярной массы , рассчитывается по уравнению 4.13 или оценивается по графику на рисунке 4.2.

, 1/МПа (4.13)

4.10. Коэффициент сжимаемости газа

Коэффициент сжимаемости газа зависит от величины пластового давления и коэффициента сверхсжимаемости газа :

, 1/МПа (4.14)

где – пластовое давление, МПа.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды

Коэффициент сжимаемости пластовой воды зависит от давления, температуры, минерализации и количества растворенного газа. В диапазоне давлений от 7 до 30 МПа и интервале температур от 20 до 100°С изменяется в пределах (3,8 ¸ 4,8) × 10 ^-4, а при наличии растворенного газа увеличивается. Коэффициент сжимаемости пластовой воды можно рассчитать по формуле:

, 1/МПа (4.15)

где – сжимаемость чистой негазированной воды;

– коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

– минерализация воды, г/л;

– коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м³/м³.

Коэффициенты определяются из графиков, рис. 4.3-4.5.

Пример 1.

Вычислить сжимаемость пластовой воды при известных параметрах = 20 МПа, = 80°С, = 10м³/м³ , =6%. Сжимаемость пластовой воды вычисляется по формуле 4.15 с учетом графиков, рис. 4.3‑4.5.

1. По графику, рис.4.2, при заданных определяется сжимаемость чистой воды: = 4,2×10^-4 1/МПа.

2. По графику, рис. 4.3, при заданных – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, = 2,3 м³/м³.

3. По графику на рис.4.4 для заданной температуры определяется коэффициент Сеченова = 0,118.

Тогда

, 1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пластовой системы

Коэффициент упругоемкости характеризует упругие свойства скелета и насыщающей его пластовой жидкости. Определяется из

 

уравнения:

, (4.16)

где – насыщенность пор связанной водой, в долях от объема пор.

Формула справедлива только для начальной стадии разработки залежей нефти. По мере обводнения пласта вследствие вытеснения нефти водой упругоемкость пласта уменьшается.

С учетом изменения баланса нефти и воды в пласте формула примет вид:

, (4.17)

где – водонасыщенность пласта, в долях.

Пример 2.

Расчет коэффициента упругоемкости пласта при известных значениях пористости 0,17, сжимаемости нефти , , 1/МПа и воды = 4,5×10^-4 1/МПа,количество связанной воды = 0,35, обводненность пласта = 0,2.

По формуле 4.12 вычисляем сжимаемость скелета пласта:

1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пласта вычисляется по формуле 4.17:

;

Контрольные вопросы:

1. Расскажите, какие параметры коллектора и жидкости оказывают влияние на процесс фильтрации флюидов в пласте.

2. Перечислите основные комплексные параметры пласта, определяемые методами ГДИС.

3. Дайте объяснение, от каких параметров зависит величина коэффициента продуктивности скважин.

1. Напишите, какие производные параметры пласта можно вычислить через коэффициент гидропроводности пласта.
2. Что называется коэффициентом пьезопроводности пласта и как его определить.
3. От каких параметров пласта и жидкости зависит коэффициент упругоемкости пластовой системы.

 

 

Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации.