Определение коэффициента упругоемкости

Коэффициент упругоемкости, который обусловлен режимом пласта, можно определить следующим образом.

Уравнение истощения залежи при замкнуто-упругом режиме дренирования [4].

где Q_σ — начальные запасы нефти в залежи в поверхностных усло­виях в м³; b_H(р) — объемный коэффициент нефти при текущем пластовом давлении; _HT — коэффициент объемной деформации нефтенасыщенного объема залежи в Па^-1; Σ Q_H — количество добы­той нефти в поверхностных условиях в м³.

После деления предыдущего уравнения на V₃ получим коэффициент упругоемкости для залежи с трещиноватым коллек­тором:

Коэффициент упругоемкости (при небольших снижениях пла­стового давления) можно определить из зависимости

Учитывая сделанные в § 2 данной главы допущения и соответ­ствующие преобразования, получим

(VI.21)

Исходя из качественных представлений о механизме дрениро­вания комплексной трещиновато-пористой среды, получим коэф­фициент упругоемкости

(VI.22)

где v_K — коэффициент, определяющий степень дренирования мат­рицы при понижении давления в системе трещин; т _п, m_Т — коэф­фициенты пористости и трещиноватости; т_НП, т_НТ — коэффи­циенты нефтенасыщения породы (матрицы) и трещин; т_ВТ — коэффициент водонасыщенности трещин; b _нт, b _сп — коэффициенты сжимаемости трещиноватой и пористой сред.

При v_K = 0 и v_K = 1 получим два крайних случая, которые могут быть при дренировании трещиновато-пористого коллектора с неподвижной и подвижной жидкостью в норах и трещинах.

Коэффициент упругости b_T можно определить по данным о скорости распространения в породе упругих волн:

(VI.23)

где 1/ b₀ ⁼ 1/ b_ск + 1/ b_ж ^— модуль всестороннего сжатия породы в Па; b_ск = b_Пт_П + (1— т_П)b ₃ — коэффициент объемной упру­гости скелета горной породы в Па^-1; b_ж — коэффициент объемной упругости жидкости в Па^-1.

С учетом уравнения (VI.23) получим:

(VI. 24)