2020-07-12
405
На состояние пласта, режим его работы существенное влияние могут оказывать упругие свойства коллектора и содержащихся в нем флюидов.
Упругость пород и жидкостей принято характеризовать коэффициентами сжимаемости (объемной упругости). Различают три коэффициента сжимаемости пород: коэффициент сжимаемости пласта, пор и пористой среды. В теории упругого режима разработки нефтяных и газовых залежей наибольшее распространение получил коэффициент сжимаемости пористой среды (βс), который определяется по формуле:
, (7.1)
где βс- коэффициент сжимаемости пористой среды, характеризует изменения объема порового пространства в единице объема породы при изменении давления на единицу, Па-1; Δ V н - изменение объема пор при изменении давления на Δ P, м3; V 0- начальный объем пласта, м3
В нефтепромысловой практике часто пользуются коэффициентом упругоёмкости пласта (β*):
, (7.2)
где m - коэффициент пористости, д.ед.; βж - коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.
Упругие свойства горных пород и жидкостей влияют на процессы перераспределения давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запасы упругой энергии, высвобождающиеся при снижении пластового давления ведут к дополнительному вытеснению жидкости из пласта в скважины.
Для определения объёмного коэффициента нефти в зависимости от давления и температуры используют следующий график:
Рисунок 7.1 – График зависимости объемного коэффициента нефти от давления и температуры [8].
Для определения текущего коэффициента нефтеизвлечения, вследствие упругих свойств среды, необходимо определить соотношение искомого запаса нефти, вытесняемого из пласта под действием упругих сил, (7.3) к общим начальным запасам нефти (7.4):
, (7.3)
, (7.4)
Задача 7.1
Определить текущий коэффициент нефтеизвлечения, при падении пластового давления в залежи до давления насыщения. Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет размеры и параметры, представленные в таблице 7.1. [8]
Таблица 7.1
