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

Таблица 30

Коэффициент сжимаемости трещин fi для некоторых нефтяных месторождений

НОСТЬ между напряженным состоянием нефтяного пли газового пласта и текущим пластовым давлением и если то и другое для них одинаково. В противном случае подобные данные носят частный характер, отраженный в упомянутых таблицах.

Отмеченное выше различие между коэффициентами сжимаемости трещин р т и пор р J] больше, чем между коэффициентами сжимаемости Рт и рс- В связи с тем, что трещиноватость пород Тот примерно на два порядка меньше пористости т,., согласно формулам (203) и (211) коэффициент сжимаемости трещин р может быть меньше р с уже не более чем на один порядок.

СВЯЗЬ МЕЖДУ КОЭФФИЦИЕНТАМИ СЖИМАЕМОСТИ И ДРУГИМИ КОНСТАНТАМИ УПРУГОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Выше было показано, что между коэффициентом рц, модулем Юнга Е и коэффициентом Пуассона v существует связь, описываемая формулой (189), а между рс и рп - связь, описываемая выражением (203). Подобные связи могут быть существенно расширены, если к коэффициентам сжимаемости р oi рп и рс, определяемым из выражений (200)-(202), добавить коэффициенты сжимаемости минерального состава породы.

Изменение объема минерального вещества породы Д7м при изменении всестороннего внешнего давления можно относить либо к объему образца породы либо к объему самого минерального

вещества F„. В соответствии с этим можно иметь два коэффициента сжимаемости: и pj,, определяемые пз выражений

P«=-i- (213)

Из отношения (213) к (214) следует, что

р„ = р;(1-т). (215)

Так же очевидно, что общий коэффициент сжимаемости пористой породы р о равен сумме коэффициентов сжимаемости

Ро = рм + рс. (216)

В соответствип с формулой (189) для рм можно-написать

р- = й (217)

где £„ п vm - соответственно модуль Юнга и коэффициент Пуассона для минерального вещества породы.

Следовательно, учитывая (189), (215), (217) для рс, можно написать

3(1-2у) 3(1-2ум)(1-) ,5.0.

рс =-Ё----• (218)

Таким образом, коэффициент сжимаемости рс обусловливается модулями Юнга и коэффициентами Пуассона самой породы и ее минерального вещества и пористостью.

Несколько иначе обстопт дело с пористо-трещиноватымп горными породами. Из-за того что в большинстве случаев они распадаются по трещинам и поэтому определить их константы упругости в лабораторных условиях невозможно, определение этих констант в лабораторных условиях в основном проводится для матрицы. В связи с этим коэффициент сжимаемости пористо-трещиноватой породы в естественных условиях под действием одних гравитационных сил можно представить в виде отношения

а коэффициент сжимаемоети трещин

где и Ft - соответственно объем матрицы и трещин в пласте, а AFfl и AFt - их приращение при изменении давления на величи-чину Ар.

Из отношений (200) и (220) следует

а 113 отношения (219) к (200), имея в виду, что то = Vj{Vo - Vj), будем иметь

l = (l-,n.)(l + Zr). (222)

Сравнивая (221) и (222), получим

ро = Ро(1-пгт)+р,. (223)

С учетом (189) п (210) формула (223) примет вид

Р; = 3(i-2v)(l-.) 224)

Следовательно, при изложенных обстоятельствах можно лишь отметить, что общий коэффициент сжимаемости пористо-трещиноватой породы зависит от упругих свойств матрицы, коэффиц1;ента сжимаемости трещрш р и коэффициента трещиноватости т..

Если коэффициент сжимаемости пористо-трещиноватого пласта выразить по аналогии срс через отношение суммарного приращения объема пор и трещин к объему пласта, а именно:

то, сопоставляя это выражение с (220) п с (202), по аналогии с предыдущим найдем

p;=p,(i-m,)-f р; (226)

или, учитывая (218) и (210), будем иметь

р; = 3 (1 - т,) [1 - (l-2v„Hl-)j р; (227)

В отличие от ро здесь приходится дополнительно учитывать пористость породы и упругие свойства ее минерального вещества.

УПРУГОЕМКОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Совокупность упругости пород и насыщающих их жидкостей и газов характеризует их общую упругоедшость, которая оценивается коэффициентом упругоеыкости р*. Конечный вид формул для определения р* трещиновато-пористого пласта существенно зависит от того, как оцениваются его пористость, трещиноватость, водо- и нефтенасыщенность. Выше было показано, что если под коэффициентом пористости т. понимать отношение объема пор к объему матрицы Fo, а под коэффпциенто]м трещиноватости Шт - отношение объема трещин Ft к объему всего пласта FJ, = Fq -f F,., то коэффициент сжимаемости пласта рс в этом случае определяется формулой (226). При этих условиях объем жттдкости в пласте будет определяться из выражения

Уж = Уопг + FoniT = Fo (1 - т-т) т + Vom =