Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 [ 21 ] 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

для кварца = (0,030-0,035) • Ю"» mVH; для кальцита - 0,025 X X 10" mIH; для доломита - 0,12-10"1" мН и известняков - (0,25 - 0,27)-10-1«м7Н.

Как следует из приведенных формул, для определения Рс в условиях залегания реальных коллекторов необходимо знать характер изменения напряженного состояния пород в пласте при изменении

пластового давления Эта величина зависит от глубины залегания

пласта и тектонической обстановки (начального напряженного состояния горных пород), упругих свойств и т. д. В простейшем случае {если пренебречь относительными боковыми смещениялга пород при

деформации) величину можно определить из соотношения

/ Рт

2 (1-2V)

da dp

3 (1-v)

(11.21)

величина изменяется от 0,25 до 0,5, если значение

ар трп

По расчетам В. М. Добрынина при значении коэффициента Пуассона V = 0,2

находится в пределах О -=- 1.

Как следует из табл. П.З, коэффициент сжимаемости пор Р в значительной мере зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости Рс пород зернистых коллекторов пз.менявггся в широких пределах Рс = (0,3 3) 10"* м7Н в интервале внешнего давления от О до 100 МПа.

В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород. В табл. П.4 приведены данные СевКавНИИ о коэф-

Таб лица 11.4 Коэффициенты объемной упругости трещинных известняков и вторичных пустот (трещин)

фициентах объемной упругости трещинной среды (известняков) и сжимаемости трещин ряда месторождений Грозного, полученные в начальный период разработки залежей.

§ 5. ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД

В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности.

В первом приближении упругое изменение нористости пород с изменением давления в интервале -г- р можно вычислить по. формуле

L (о-р) J

(11.22)

где m(j.p) и т,-р), - коэффициенты нористости пласта прн значениях эффективных напряжений соответственно (о - p)i и (о -P)i-

По результатам исследований у плохо отсортированных песчаников уменьшение пористости достигает 20% при давлениях около. 150 МПа, у плотных аргиллитов уменьшение пористости при том же давлении - около 6%.

Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Приблизительно, если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости от давления можно выразить соотношением:

(з-р)

*(1-р),

(p-p)l

L (о-р) J

(П.23)

где (i-p) (»-р). - коэффициенты проницаемости породы, находящейся под действием давлений (о - р) и (о -P)i-

" = 2-±-Р..(сг-р)..

Здесь а - коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов. Для сцементированных песчаников величина а изменяется от -1,25 до -1,8.

По результатам исследований коэффициент проницаемости при упругом деформировании, например, песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300-2000 м, может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10 - 40%.

* Более точные соотношения сы. в работе [14].

§ 6. ТЕРМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

В нефтепромысловом деле широко применяются термические исследования скважин для решения ряда геологических и технических задач: изучение пород, слагающих разрез скважин по их тепловым свойствам, выявление в разрезе скважин горизонтов, содержащих полезные ископаемые, изучение технического состояния скважин и обсадных колонн и т. д. Особенно часто промысловые работники сталкиваются с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячей воды или других теплоносителей, чтобы увеличить количество извлекаемой нефти из пласта, обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и т. д.).

Термические свойства горных пород характеризуются теплоемкостью С, коэффициентом теплопроводности Я, или удельного

теплового сопротивления е = и коэффициентом температуропроводности а.

Установлено, что с увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. Однако пределы изменения теплоемкости пород невелики: для горных пород, слагающих нефтяные залежи, она не выходит за пределы 0,63- 1,0 кДж/(кг-град.) (0,15-0,24 ккалДкг-град.).

Таблица 11.5 Термические свойства некоторых горных пород

* 1 ккал/(м-ч-град.)= 1,163 Вт/(м.град.). ** 1 ккал/(кг.град.)=4186.8 Дж/(кгтрад.) = 4,1868 кД *** 1 м»/ч = 0,2778-10-» м»/с.

;ж/(кг.град.).