ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования 

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

филиал  в г. Надыме 

Институт  нефти и газа 

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» 
 
 

Курсовая  работа

по дисциплине: «Физика нефтяного и газового пласта» 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил:

   Студент группы НРГзс-09                                                   А. Н. Овчинников 
 
 

Проверил:

   Преподаватель                                                                      К.Г. Кислицин  
 
 
 
 
 

Надым

2012 год

Содержание: 

Введение ______________________________________________________2

1. Пластовое давление___________________________________________3
2. Задача № 1 __________________________________________________6
3. Проницаемость горных пород __________________________________8
4. Задача № 2 __________________________________________________9
5. Задача № 3 __________________________________________________10
6. Набухание пластовых глин  ____________________________________11
7. Задача № 4 __________________________________________________13
8. Гранулометрический (механический) состав пород ________________17
9. Задача № 5 __________________________________________________19
10. Список используемой литературы_______________________________23

Введение 

      Физика  пласта – наука, изучающая физические свойства пород, пластовых жидкостей и газов, а также методы их анализа. 
Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с закономерностями фильтрации углеводородов и воды в горных породах, слагающих продуктивные пласты. Поэтому свойства горных пород и пластовых жидкостей предопределяют рациональную технологию разработки залежей нефти и газа и экономические показатели их извлечения из недр.

     Ни  одно месторождение не начинают разрабатывать  без детального изучения физических свойств нефтяного и газового коллектора и насыщающих пласт флюидов.

      Основные  задачи, которые решает физика пласта, состоят в изучении коллекторских  и фильтрационных свойств горных пород, физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей  и газов в изменяющихся условиях залегания и в исследовании физических основ повышения нефти - и газоотдачи коллекторов. В последние годы вовлекаются в эксплуатацию нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения со значительной глубиной залегания пластов. Эта тенденция возрастания глубины продуктивных пластов вновь открываемых месторождений, по-видимому, будет наблюдаться и в будущем. 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Пластовое давление.

  Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле: 

^{Рпл = L / 100}     (1.1) 

 где     L - глубина точки пласта, м. 

     Пласты, для которых приближённо соблюдается  это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя-заны с поверхностью земли.

         Однако существуют пласты с  давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной  в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле: 

Рплн = L*ρж*g + Py    (1.2) 

Здесь

ρж- плотность жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Рy - давление на устье скважины, Па. 

Если  уровень жидкости поднялся на некоторую  высоту Н в скважине

(р_у = 0), то пластовое давление 

Рпл = Н*ρж*g 

     Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

     В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения. 

Расчёт  приведенного пластового давления

      Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят  к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК. Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:

                                         Pnp=Pnл±0,00981∙∆Н∙pнп,                                                           

 где  р - измеренное пластовое давление в скважине. Па;

 DH - Расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по                            вертикали, м.

     Знак  плюс соответствует случаю, когда  точка измерения расположена  выше плоскости приведения, знак минус, — когда эта точка находится ниже плоскости приведения.

     Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%,поэтому  в практических расчетах можно пренебреч  влиянием изменения плотности нефти  за счет ее сжимаемости в области  давлений от Pнас до Pпл 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Задача  1 

     Цель  задачи: Определить  приведенные давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3(согласно рисунка 1). Давление замерено в т. А, В,С.

Исходные данные приведены в таблице 1 

Таблица 1 

      Решение:

     1)Определим давление на ВНК по данным замера в точке А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК. Гипсометрическая отметка

т. А  будет при этом ровна:            

        м 

        м 
 
 

      Т.к  пласт в интервале между т.А  и ВНК насыщен водой: 

         МПа 
 

         2)Определим давление на ВНК в точке В

      Гипсометрическая  отметка 

         м 

         м

      Т.к  пласт в интервале между т.B и ВНК насыщен нефтью: 

         МПа 

      3)Определим давление на ВНК в точке С

      Гипсометрическая  отметка 

        м 

         м

      Т.к  пласт в интервале между т. С и ВНК насыщен водой: 

         МПа 

      4)Определим среднеарифметическое р_ВНК 

            МПа

            Ответ: 19,02 МПа. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Проницаемость горных пород.

  Проницаемостью  называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при  наличии перепада давления.

  Проницаемость определяется размерами пор. Почти  все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных  на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

  Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси 

     (2.1)    

где

v - скорость линейной фильтрации, м/с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;

F - площадь фильтрации, м²;

μ- динамическая вязкость жидкости, Па*с;

Δр - перепад давления, Па;

k - коэффициент проницаемости, м². 

     Тогда из формулы (2.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:

     (2.2)    
 

     При измерении проницаемости по газу 

     (2.3)    
 
 

Где: р1 и р2- соответственно давление газа на входе в образец и на выходе него, Па;

Qo - расход газа при атмосферном давлении Po, м³/с. 

     В системе СИ за единицу измерения  коэффициента проницаемости принят [м²]. На практике обычно используют - [мкм²], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением: 

1 м² = 10¹² мкм² = 10¹² Д = 10¹⁵ мД. 

     Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и  относительной проницаемостей.

     Абсолютная  проницаемость - проницаемость, характеризующая  только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.

     Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в  порах двухфазной или многофазной системы.

     Относительная проницаемость - отношение эффективной  фазовой проницаемости к абсолютной.

     Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений  меняется от 0,001...3-5 мкм². Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм². Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм² слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений. 

Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной  проницаемости по опытным данным. 

Задача 2 

     Цель  задачи: Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания  воздуха сквозь образец, для следующих условий (таб. 2).

Данные  таблицы 2 

      Решение: 

     Коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец:

       м²

      Ответ: к=0,2 · 10^-12 м² 

Задача  3 

      Цель  задачи:  Определить подвижность  и коэффициент нефтепроницаемости образца породы по данным лабораторных исследований, для следующих условий:

Данные  таблицы 3 

Решение: 

      Определяем  коэффициент нефтепроницаемости породы

       мкм²

      Подвижность флюида в породе 

       мкм²/(мПа∙с) 

      Ответ: 5,09 мкм²/(мПа∙с) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3. Набухание пластовых глин.

  Большинство продуктивных коллекторов нефти  и газа содержат в своем составе то или иное количество глин, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок пропластков. Определенное количество глины может привноситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, капитальных и текущих ремонтах скважин, заводнении.

  В процессе разработки месторождения  глина может изменять свой объем  и тем самым существенно осложнять добычу нефти. В практике нефтедобычи известны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возможность заводнения нефтяных коллекторов.

  Набухание глин объясняется их гидратации. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные пленки .Так как удельная поверхность глин значительна(глина состоит из многочисленных чешуек), глины могут набухать очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться относительно друг друга и происходит разрушение глин.

  Набухание глин снижает пористость и проницаемость. Особенно значительное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки набухшей глины начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глины может уменьшаться в 50 раз и более. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в нефтенасыщенный пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи является снижение набухаемости глин или его полное предотвращение.

  Набухаемость  глин исследуется на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. /11/ схема которая приведена на рис.3.1, а обработка результатов исследований по методике Городного В.Д. /12/.

  Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым  раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируется индикатором ИЧ-10.

  По  результатам набухания глины в исследуемых жидкостях строиться зависимость объема набухания Vнаб от объема сухой пробы глины Vнач (по данным 7-и опытов для исследуемой глины в одной и той же жидкости)(рис.3.2). Зависимость носит прямолинейный характер. Тангенс угла прямой tgβ является для рассматриваемой глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб глинопорошка и от химических добавок к воде. 
 
 
 
 
 
 
 

1- индикатор часового типа (ИЧ-10);

2-поршень;

3-цилиндер с перфорированным дном;

4-ванна для исследуемых жидкостей;

5-прокладки из фильтровальной бумаги;

6-проба глинопорошка; 

     Величина отрезка а, отсекаемая прямой на оси ординат, зависит, как от свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изменения объема глинистых частиц рассчитывается по уравнению: 

                        (3.1) 

Где

Кна б- коэффициент набухания глины, равный отношению объема жидкости, связанной пробой               г        глины, к объему сухих частиц;

р   -    плотность сухой глины, кг/ м²

tgβ- коэффициент, показывающий какая доля от объема пор в сухой пробе сохраняется в       н        набухшей;

а    -   коэффициент, зависящий от свойств глины и величины tgβ,м²;

М   -   масса навески пробы глинопорошка, кг. 
 
 
 
 

Задача 4 

     Определить  коэфициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. (табл. 3.1, 3.2). Расчеты сопоставить и сделать выводы 

Таблица 3.1

Таблица исходных данных. 

Решение: 

По данным таб. 3.1 и 3.2 вычисляем объем сухого глинопорошка (V нач) и соответствующие им объемы набухшей глины (V наб) для каждого опыта: 
 
 

(3.2)     

Таблица 3.2

Таблица экспериментальных  данных.